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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS “ESTUDIO TÉCNICO DE LA OBTENCIÓN DE CO2 A PARTIR DEL GAS ASOCIADO EN EL CAMPO INDILLANA Y SU APROVECHAMIENTO PARA SER UTILIZADO EN RECUPERACIÓN MEJORADA” Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos AUTOR: GERMÁN FERNANDO MARTÍNEZ ARMENDARIZ TUTOR: DR. BOLÍVAR GERMÁN ENRIQUEZ VALLEJO QUITO – ECUADOR SEPTIEMBRE 2017
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ESTUDIO TÉCNICO DE LA OBTENCIÓN DE CO2 A PARTIR DEL GAS
ASOCIADO EN EL CAMPO INDILLANA Y SU APROVECHAMIENTO PARA
SER UTILIZADO EN RECUPERACIÓN MEJORADA”
Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
GERMÁN FERNANDO MARTÍNEZ ARMENDARIZ
TUTOR:
DR. BOLÍVAR GERMÁN ENRIQUEZ VALLEJO
QUITO – ECUADOR
SEPTIEMBRE 2017
ii
DEDICATORIA
A mis padres por haberme apoyado en todo momento, por confiar en mí y siempre
bridarme su sabiduría para superar cualquier obstáculo, todo lo que soy se lo debo a
ustedes.
A mi hermana que a pesar de la distancia nunca deje de sentir su apoyo y cariño
incondicional.
Gracias por acompañarme durante toda mi vida y ser el pilar fundamental de la misma, los
quiero.
Germán.
iii
AGRADECIMIENTO
A Dios por permitirme aprender cosas nuevas cada día.
A toda mi familia por a mi lado en todos los momentos importantes de esta epata y
permitirme aprender de todos ustedes.
A la Universidad Central del Ecuador, en especial a la Facultad de Ingeniería en
Geología, Minas, Petróleos y Ambiental por acogerme en sus aulas y permitirme crecer
académicamente.
Al Ing. Cristian Gutiérrez por su colaboración total en el desarrollo de este proyecto
desde el principio hasta la culminación del mismo.
A mi tutor, Dr. Bolívar Enríquez por la guía impartida y por toda su sapiencia y tiempo
dedicado al presente estudio.
A mis amigos por compartir inolvidables experiencias que nos permitieron crecer juntos y
a mi enamorada por su constante apoyo.
Germán.
iv
AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, Germán Fernando Martínez Armendáriz, en calidad de autor del Trabajo de Titulación
denominado “ESTUDIO TÉCNICO DE LA OBTENCIÓN DE CO2 A PARTIR DEL
GAS ASOCIADO EN EL CAMPO INDILLANA Y SU APROVECHAMIENTO
PARA SER UTILIZADO EN RECUPERACIÓN MEJORADA “por la presente autorizo
a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que
me pertenecen o de parte de los que contienen esta obra, con fines estrictamente académicos
o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,
seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6,8, 19 y
demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.
En la ciudad de Quito a los 15 días, del mes de Septiembre del 2017
Germán Fernando Martínez Armendáriz,
C. C. 0401532486
v
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del
Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ESTUDIO TÉCNICO DE LA OBTENCIÓN DE
CO2 A PARTIR DEL GAS ASOCIADO EN EL CAMPO INDILLANA Y SU
APROVECHAMIENTO PARA SER UTILIZADO EN RECUPERACIÓN
MEJORADA”, presentado por el señor Andrés Patricio Brito Becerra para optar el Título
de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser
sometido a la evaluación y presentación pública por parte del Tribunal que se designe.
Adjunto reporte de similitudes
En la ciudad de Quito a los 15 días, del mes de Septiembre del 2017
Dr. Bolívar Enríquez
0400913695
TUTOR
vi
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título de
Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental de la Universidad Central del Ecuador denominado “ESTUDIO TÉCNICO DE
LA OBTENCIÓN DE CO2 A PARTIR DEL GAS ASOCIADO EN EL CAMPO
INDILLANA Y SU APROVECHAMIENTO PARA SER UTILIZADO EN
RECUPERACIÓN MEJORADA”, es original y no ha sido realizado con anterioridad o
empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual.
El presente trabajo es el resultado de las investigaciones del autor, excepto de donde se
indiquen las fuentes de información consultadas.
GERMÁN FERNANDO MARTÌNEZ ARMENDÁRIZ DR. BOLÍVAR ENRÍQUEZ
0401532486 0400913695
vii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS
Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE MINAS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL
TRIBUNAL
El Subdecano y los Miembros del Trabajo de Titulación denominado: ““ESTUDIO
TÉCNICO DE LA OBTENCIÓN DE CO2 A PARTIR DEL GAS ASOCIADO EN EL
CAMPO INDILLANA Y SU APROVECHAMIENTO PARA SER UTILIZADO EN
RECUPERACIÓN MEJORADA”, preparada por el señor MARTÍNEZ ARMENDÁRIZ
Germán Fernando, Egresado de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, declaran que el
presente proyecto ha sido revisado, verificado y evaluado detenida y legalmente, por lo que
lo califican como original y autentico del autor.
En la ciudad de Quito a los 15 días, del mes de Septiembre del 2017.
viii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DEDICATORIA .................................................................................................................. ii
AGRADECIMIENTO ........................................................................................................ iii
AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL ...................................................... iv
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR ............. v
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ....................................................................... vi
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL
............................................................................................................................................. vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS ........................................................................................... viii
ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................................................... xi
ÍNDICE DE TABLAS ...................................................................................................... xiii
ÍNDICE DE ANEXOS ..................................................................................................... xiii
RESUMEN ........................................................................................................................ xiv
ABSTRACT ....................................................................................................................... xv
ABREVIATURAS ............................................................................................................... 1
CAPÍTULO I – GENERALIDADES ................................................................................. 2
1.1. Introducción ............................................................................................................ 2
1.2. Planteamiento del Problema ................................................................................... 3
1.3. Objetivos ................................................................................................................. 4
1.4. Justificación e Importancia ..................................................................................... 4
1.5. Factibilidad y Accesibilidad.................................................................................... 5
1.6. Entorno del Estudio ................................................................................................. 5
1.6.1. Marco Institucional .......................................................................................... 5
1.6.2. Marco Ético ..................................................................................................... 7
ix
1.6.3. Marco Legal ..................................................................................................... 7
CAPÍTULO II - MARCO TEÓRICO ............................................................................. 10
2.1. Marco Contextual .................................................................................................. 10
2.2. Gas natural ............................................................................................................ 12
2.2.1. Composición del gas natural .......................................................................... 12
2.2.2. Impurezas del gas asociado ........................................................................... 13
2.2.3. Gas Agrio ....................................................................................................... 13
2.2.4. Gas Dulce ...................................................................................................... 14
2.3. Endulzamiento del Gas Natural ............................................................................ 15
2.4. Procesos de captura de CO2 .................................................................................. 17
2.5. Captura en Post- Combustión ............................................................................... 18
2.5.1. Absorción química ......................................................................................... 19
2.5.2. Absorción Física ............................................................................................ 26
2.5.3. Adsorción Física ............................................................................................ 27
2.5.4. Separación con membranas ........................................................................... 28
2.6. Captura de CO2 en Oxi-combustión ..................................................................... 29
2.7. Captura en Pre-combustión ................................................................................... 30
2.8. Transporte de CO2 ................................................................................................. 31
2.8.1. Transporte de CO2 por tubería ....................................................................... 32
2.8.2. Transporte de CO2 por vehículo .................................................................... 32
2.9. Almacenamiento de CO2 ....................................................................................... 33
CAPÍTULO III – DISEÑO METODOLÓGICO ........................................................... 37
3.1. Tipo de Estudio ..................................................................................................... 37
3.2. Universo y Muestra ............................................................................................... 37
3.3. Métodos y Técnicas de Recopilación de Datos .................................................... 37
3.4. Procesamiento y Análisis de la Información ........................................................ 38
x
CAPÍTULO IV – RESULTADOS ................................................................................... 40
4.1. Caracterización del Gas Asociado que ingresa al CPF en el Campo Indillana ........... 40
4.1.1. Historial de emisiones de CO2 ....................................................................... 41
4.2. Simulación de un proceso de captura de CO2 por medio de absorción química ......... 43
4.2.1. Variables de entrada al software .................................................................... 44
4.3. Selección del paquete de fluidos ........................................................................... 45
4.4. Simulación proceso de absorción de CO2 con aminas y de sus principales equipos ............ 47
4.5. Análisis del gas obtenido ...................................................................................... 56
4.5.1. Composición del gas obtenido ....................................................................... 56
4.5.2. Caudal y presión del gas obtenido ................................................................. 57
4.6. Comparación del gas obtenido con respecto a la inyección de CO2 en otro campo ............. 58
CAPÍTULO V – CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................. 61
5.1. Conclusiones ......................................................................................................... 61
5.2. Recomendaciones ................................................................................................. 63
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................... 64
GLOSARIO DE TÉRMINOS .......................................................................................... 67
ANEXOS ............................................................................................................................ 69
xi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Ubicación del bloque 15.................................................................................. 10
Figura 2. Mapa satelital del bloque 15 ........................................................................... 11
Figura 3. Proceso de endulzamiento de gas .................................................................... 16
Figura 4. Procesos de captura de CO2 ............................................................................ 18
Figura 5. Diagrama de la captura de post-combustión ................................................... 19
Figura 6. Absorción para la obtención de CO2 ............................................................... 21
Figura 7. Clasificación de las Aminas ............................................................................ 24
Figura 8. Clasificación de las Aminas ............................................................................ 24
Figura 9. Estructura de las principales aminas ............................................................... 25
Figura 10. Proceso de absorción física ........................................................................... 27
Figura 11 Proceso de adsorción física ............................................................................ 28
Figura 12. Sistema de membrana ................................................................................... 29
Figura 13. Esquema de separación de CO2 ..................................................................... 30
Figura 14. Proceso de captura de CO2 en Pre-combustión ............................................. 31
Figura 15. Almacenamiento de CO2 bajo el lecho marino ............................................. 34
Figura 16. Métodos de almacenar CO2 ........................................................................... 36
Figura 17. Mediciones del porcentaje de CO2 ................................................................ 43
Figura 18. Composición del gas natural ......................................................................... 44
Figura 19. Caudal y presión del gas natural ................................................................... 45
Figura 20. Características del paquete de fluidos ........................................................... 46
Figura 21. Corrientes de entrada y salida de la torre absorbedora .................................. 48
Figura 22. Características internas de la torre absorbedora ............................................ 48
Figura 23. Válvula de nivelación .................................................................................... 49
xii
Figura 24. Separador flash .............................................................................................. 50
Figura 25. Corrientes de entrada y salidas del intercambiador. ...................................... 51
Figura 26. Caída de presión del intercambiador ............................................................. 51
Figura 27. Ciclo de regeneración .................................................................................... 53
Figura 28. Torre regeneradora ........................................................................................ 53
Figura 29. Tanque de reposición .................................................................................... 54
Figura 30. Bomba de recirculación................................................................................. 55
Figura 31. Enfriador corriente de amina ......................................................................... 56
Figura 32. Composición del gas obtenido ...................................................................... 57
Figura 33. Caudal y presión de la corriente del gas obtenido ......................................... 58
xiii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 Proyección de la producción de gas asociado ................................................... 11
Tabla 2 Componentes del Gas Natural ........................................................................... 12
Tabla 3 Impurezas del Gas asociado .............................................................................. 13
Tabla 4 Tipos de Solventes Químicos Aminas ............................................................... 20
Tabla 5 Cromatografía del gas asociado que ingresa al Campo Indillana ...................... 40
Tabla 6 emisiones de CO2 enel campo indillana ............................................................ 42
Tabla 7 Resumen de las características del pozo 108, Campo Llanito ........................... 59
Tabla 8 principales resultados del proyecto del Campo Llanito .................................... 60
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1 Aprobación para el uso del Software HYSYS ................................................. 69
Anexo 2. Ejemplo base de la absorción química por aminas del programa HYSYS ..... 70
Anexo 3. Inyección de gas en el pozo 108, Campo Llanito ........................................... 71
Anexo 4. Flujo de corrientes en el sistema de captura de CO2 en HYSYS. ................... 72
xiv
RESUMEN
Título: “Estudio Técnico de la obtención de CO2 a partir del gas asociado en el Campo
Indillana y su aprovechamiento para ser utilizado en recuperación mejorada”
El objetivo de este estudio fue evaluar la obtención de CO2 a partir del gas asociado
producido en el bloque 15 campo Indillana mediante una simulación y valorar si el gas
obtenido puede ser aprovechado en proyectos de recuperación mejorada.
El estudio comenzó con el análisis del gas asociado presente en el campo Indillana mediante
cromatografías y el caudal producido. El diseño del sistema de captación de CO2 se lo realizó
con la ayuda de un software y posteriormente se modeló un proceso con las variables del gas
de estudio a condiciones de operación. Una vez terminada la simulación se describió el CO2
obtenido tomando como principales parámetros su caudal y composición para definir si este
gas puede ser aprovechado en proyectos de recuperación mejorada mediante un análisis
comparativo con un proyecto de características similares.
En la caracterización del gas asociado del bloque 15 se observó la presencia del CO2 en un
porcentaje del 35.2% y se realizó la separación de este gas mediante un sistema de captación
de dióxido de carbono a través de la absorción química con aminas. El diseño se elaboró en
el software Hysys, donde se obtuvieron una pureza de CO2 aproximada del 96% y un caudal
diario expresado en millones de pies cúbicos.
El estudio presenta una alternativa de uso del CO2 que está presente en la mezcla del gas
asociado producido en un campo petrolero, la captación de este gas se realizó mediante una
simulación en una herramienta informática que maneja proceso actual en la industria
hidrocarburífera.
PALABRAS CLAVES: GAS ASOCIADO/ CAMPO INDILLANA/ RECUPERACIÓN
MEJORADA/CONCENTRACIÓN DE CO2/ ABSORCIÓN QUÍMICA/SIMULACIÓN.
.
xv
ABSTRACT
Title: "Technical study for obtaining CO2 from the associated gas in the Indillana Field and
analysis of its characteristics to be used in enhanced oil recovery".
The objective of this study was to evaluate the CO2 obtained from the associated gas produced in block 15, Indillana oilfield using simulation and to evaluate if the obtained gas can be used in projects of enhanced oil recovery.
The study began characterizing the associated gas of the Indillana oilfield using chromatography. Gas production was also considered. The CO2 capture design was done with Hysys and the model was done under operation conditions. Once the simulation was finished, the CO2 obtained was described, taking as its main parameters its flow and composition to determine if this gas can be used in projects of enhanced oil recovery through a comparative analysis with a project in Colombia.
In the characterization of the associated gas of block 15, the presence of CO2 in a percentage
of 35.2% was observed and the separation of this gas was carried out by means of a system
of carbon dioxide uptake through a chemical absorption with amines. The results showed a
CO2 purity of approximately 96% and a daily production expressed in millions of cubic feet.
Finally, a comparison was done from a similar oilfield.
The study focused in an alternative use of CO2 that is present in the mixture of the associated
gas produced in an oilfield. The capture model was made using a simulation package that
handles the current processes in the hydrocarbon industry.
KEYWORDS: ASSOCIATED GAS / INDILLAN FIELD / IMPROVED RECOVERY /
CO2 CONCENTRATION / CHEMICAL ABSORPTION / SIMULATION.
.
1
ABREVIATURAS
CCS: Captura y Almacenamiento de Carbono (Capturing and storing carbon)
EOR: Recuperación Mejorada de Petróleo (Enhanced Oil Recovery)
CPF: Facilidades de Procesamiento Central (Central Processing Facilities)
MMSCFD: Millones de Pies Estándar Cúbicos por Día (Million Standard Cubic Feet per
day)
DEA: Dietanolamina
MEA: Monoetanolamina
DMEA: Metildietanolamina
IPCC: Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático
(Intergovernmental Panel on Climate Change)
CO2: Dióxido de carbono
H2S: Ácido sulfhídrico
H2: Hidrogeno
PPM: Presión Mínima de Solubilidad
OGE: Optimización de Generación Eléctrica
2
CAPÍTULO I – GENERALIDADES
1.1. Introducción
En la actualidad se ha generado la preocupación de los principales países de cómo
tratar problema del cambio climático y el efecto invernadero por causa de las emisiones de
CO2. Sin embargo, con el pasar del tiempo se han ido desarrollando estudios sobre la captura
y almacenamiento del dióxido de carbono que se base en separar este gas que se produce al
reaccionar con combustibles fósiles evitando que elevadas cantidades de CO2 se vaya a la
atmósfera reduciendo daños al ambiente.
Existen varias tecnologías en captura de dióxido de carbono en el cuales intervienen
procesos como: Pre-combustión, post-combustión y oxi-combustión, siendo una de las
tecnologías más utilizadas la absorción química de CO2.
Estas tecnologías se han implementado en procesos industriales como son la
obtención de gases, acero, amoniaco entre otros, y en la industria hidrocarburífera en un
proceso muy conocido como la purificación del gas natural y petróleo (Mezt, Davidson,
Connick, Loos, & Meyer, 2005)
La simulación de procesos químicos pretende obtener resultados de captura de CO2
a partir de la corriente de un gas natural producida en un campo petrolero con oportunidad
de obtener resultados que nos permiten realizan una evaluación del proceso.
3
El CO2 puede ser utilizado en la recuperación mejorada de petróleo mediante su
inyección en el yacimiento mejorando las propiedades de roca y fluido.
1.2. Planteamiento del Problema
En el Ecuador un gran porcentaje de emisiones de CO2 al ambiente es proveniente de
la quema de gas asociado y petróleo. Tomando en cuenta que en todo campo petrolero del
oriente ecuatoriano y del mundo existen fuentes de emisiones gaseosas producto de la
combustión (calentadores, bombas con motores a combustión, intercambiadores de calor
generadores, calderos, etc.) y que los mismos requieren generar su propia energía eléctrica
o a su vez para las actividades propias de extracción del petróleo.
Los efectos ambientales producto de la combustión del gas es la contaminación del
aire proporcionado a través del efecto invernadero, se hace imperativo evitar la
contaminación ambiental y generar un eficiente aprovechamiento de los recursos, ya que
como es conocido en muchos campos del oriente ecuatoriano el CO2 es quemado en la tea o
chimenea generando así una contaminación ambiental mayor.
En los procesos de tratamiento de gas natural es necesario la eliminación de gases
ácidos (H2S y CO2), debido a que ocasionan daños operacionales en los equipos de superficie
que manejan la corriente del gas asociado.
4
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo General
Evaluar la obtención de CO2 desde el gas asociado producido en el bloque 15 campo
Indillana y sus características para ser utilizado en recuperación mejorada.
1.3.2. Objetivos Específicos
i. Analizar la composición del gas asociado del Campo Indillana.
ii. Simular un proceso para obtener el CO2 a partir del gas asociado producido en el
bloque 15.
iii. Valorar si el gas obtenido puede ser aprovechado en recuperación mejorada a través
de una comparación con otro estudio
1.4. Justificación e Importancia
Muchos de los yacimientos o campos maduros llegan a los 40 años de producción,
con un alto grado de depletación, donde la producción comienza a declinar, viéndose en la
necesidad de aumentar el factor de recobro en los yacimientos, por lo recurrimos al uso de
otros métodos de extracción como es el caso de la recuperación secundaria y terciaria.
En el futuro la utilización del CO2 será una alternativa de recuperación mejorada de
petróleo, al emplearse en procesos de recuperación mejorada podremos disminuir la
contaminación ambiental y aumentar la producción, por ello el estudio de la obtención y
5
caracterización de las propiedades físico-químicas del CO2 en nuestros campos es de
importancia; programas de simulación de la aplicación de este gas en recuperación mejorada
de petróleo permiten ver la idoneidad de la aplicación de este método de EOR.
1.5. Factibilidad y Accesibilidad
El actual trabajo de titulación tiene factibilidad de ser realizado considerando que se
posee el talento humano idóneo del estudiante y la supervisión constante del tutor, el cual
está perfectamente capacitado, y es accesible debido a que tiene todas las facilidades para la
recolección de datos necesarios, en otras palabras, se dispone con los materiales suficientes
y el tiempo apto para su ejecución.
1.6. Entorno del Estudio
Dentro del presente trabajo de titulación se enunciarán las principales instituciones
que complementan este estudio, así como los valores éticos y morales y la respectiva
legislación que se debe regir a los trabajos de titulación.
1.6.1. Marco Institucional
El siguiente Trabajo de Titulación es realizado en la Universidad Central del
Ecuador, Carrera de Ingeniería en Petróleos perteneciente a la Facultad de Ingeniería en
Geología, Petróleos y Ambiental
6
Universidad Central del Ecuador
La Universidad Central del Ecuador una de las instituciones educativas de nivel
superior más imperantes y representativas del país, durante todos sus años al servicio de los
ecuatorianos y ecuatorianas ha contribuido al país formando profesionales, investigadores y
técnicos críticos de excelencia dentro de todas sus áreas de estudio, así como de brindar a
sus alumnos la capacidad y condiciones para el dominio de cualquier tema sin olvidar el
compromiso de inculcar la enseñanza de valores, deberes, responsabilidades y
conocimientos dignos de un profesional.
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental
Es una de las Facultades más importantes dentro de la Universidad Central del
Ecuador cuenta dentro de sus carreras de la Escuela de Ingeniería en Petróleos, en la cual se
forman Ingenieros profesionales, dedicados a la investigación y ejecución de actividades
destinadas al aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del
Ecuador.
Empresa Pública Petroamazonas EP
Petroamazonas EP es una empresa pública ecuatoriana dedicada a desarrollar
actividades de exploración, explotación y producción de hidrocarburos de manera
sustentable y segura a nivel nacional y regional, opera 21 bloques petroleros, 18 ubicados en
la Cuenca Oriente del Ecuador y 3 en la zona del Litoral.
7
1.6.2. Marco Ético
El presente trabajo es un nuevo procedimiento que se podría implementar en el
bloque 15 Indillana para un mejor uso del CO2 por parte de Petroamazonas, además cuidando
de que la información proporcionada no sea divulgada puesto que es de mucha importancia,
a fin de que los resultados serán de gran beneficio a la institución y la empresa garla
confiablidad de los resultados obtenidos.
1.6.3. Marco Legal
El presente trabajo de titulación se realiza en cumplimiento de la normativa vigente
relacionada con los procesos de titulación en la educación superior; además de los procesos
de manejo y uso del gas asociado producido en campos petroleros y la normativa de
emisiones de CO2.
A. Legislación para el proceso de Titulación
El artículo 350 de la Constitución de la República del Ecuador, establece: "El
sistema de educación superior tiene como finalidad la formación académica y
profesional con visión científica y humanista; la investigación científica y
tecnológica; la innovación, promoción, desarrollo y difusión de los saberes y las
culturas; la construcción de soluciones para los problemas del país, en relación con
los objetivos del régimen de desarrollo”.
8
Según la Ley Orgánica de Educación Superior, Artículo 5, literal a), establece que
uno de los derechos de los y las estudiantes es egresar y titularse sin discriminación
conforme sus méritos académicos.
La disposición transitoria quinta del Reglamento de Régimen Académico en donde
manifiesta que “(…) la IES tienen un plazo máximo de 18 meses para organizar e
implementar una unidad de titulación especial para todas las carreras y programas
vigentes (…)”. “Esta unidad además de un examen complexivo de grado
contemplará al menos una opción de trabajo de titulación de aquellas contempladas
en el literal d) del Artículo 21.3 del Reglamento de Régimen Académico; y, 2,11
2,12”.
En el documento de UDTE-IP aprobado por el CES entre las modalidades de
titulación se establece el Estudio Técnico definiendo al mismo como: “Trabajo que
tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos, etc., referidos a
aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación, explotación y
cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas
técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los resultados”.
B. Legislación Sectorial
Según el Reglamento Ambiental De Actividades Hidrocarburíferas el literal f) del
Artículo 53 el Reglamento Ambiental De Actividades Hidrocarburíferas estable
que: Manejo de emisiones a la atmósfera. - El gas deberá ser considerado en forma
prioritaria, para reinyección y recuperación mejorada. El que no fuere utilizado de
esta forma deberá aprovecharse de manera de asegurar una utilización racional del
recurso previo el análisis técnico y económico respectivo, preferentemente para la
9
generación de energía eléctrica, para lo cual se presentaran los Estudios
Ambientales correspondientes a la autoridad competente;
f1)Si las condiciones tecnológicas y económicas no permiten el aprovechamiento
completo en determinadas instalaciones, el gas natural asociado residual y el gas
pobre podrá ser quemado utilizando mecheros, previa autorización de acuerdo a la
Ley de Hidrocarburos:
10
CAPÍTULO II - MARCO TEÓRICO
2.1. Marco Contextual
El Bloque 15 que es operado por Petroamazonas S.A., la cual realiza sus trabajos
en la provincia de Orellana y Sucumbíos, que se encuentran en la Amazonia Ecuatoriana.
Ubicado al este de la población la Joya de los Sachas y al sur de la población de Shushufindi,
cuenta con una extensión de 200 000 hectáreas.
Figura 1. Ubicación del bloque 15 (Vera, 2013)
11
Figura 2. Mapa satelital del bloque 15 (Google Maps, 2015)
El complejo Indillana, recibe la producción de gas asociado de todos los campos que
conforman el bloque 15 ya que en este se encuentra la central de procesos CPF con una
producción total de gas de 4.25 Millones de pies cúbicos, donde también se observa los
caudales producidos de gas de baja y alta presión proyectadas para el año 2018.
Tabla 1
Proyección de la producción de gas asociado
Ítem Año 2018
1 Caudal total de gas (MMSCFD) 4.25
2 Caudal de gas de Baja(MMSCFD) 0.72
3 Caudal de gas de Alta(MMSCFD) 3.53
4 Consumo de planta(MMSCFD) 0.40
Elaborado por: Martínez Germán
Fuente: Petroamazonas EP
12
2.2. Gas natural
Combustible fósil compuesto por una mezcla de hidrocarburos, que en condiciones
de yacimiento puede encontrase en estado gaseoso o disuelto con el petróleo. En su estado
natural se encuentra de dos maneras como: Gas natural asociado cuando se encuentra
formado con petróleo y Gas natural no asociado cuando no se encuentra la presencia del
aceite (Cáceres, 2010).
2.2.1. Composición del gas natural
Está compuesto por una mezcla de hidrocarburos que se encuentra de una forma
mayor el gas metano seguido de cantidades menores el etano, propano, butano y en
cantidades reducidas el pentano, hexano y heptano (Cáceres, 2010).
Tabla 2
Componentes del Gas Natural
Nomenclatura Nombre Estado natural
C1 H4 metano líquido
C2 H6 etano líquido
C3 H8 propano líquido
C4 H10 butano líquido
C5 H12 pentano líquido
C6 H14 hexano líquido
C7 H16 heptano líquido
C8 H18 octano líquido
Elaborado por: Martínez Germán
Fuente: Información recopilada de (Cáceres, 2010)
13
2.2.2. Impurezas del gas asociado
El gas natural además posee cantidades menores de gases inorgánicos denominados
impurezas del gas que ocasionan problemas operacionales.
Tabla 3
Impurezas del Gas asociado
Sulfuro de Hidrógeno (H2S) Oxígeno (O2)
Dióxido de Carbono (CO2) Disulfuro de Carbono (CS2)
Nitrógeno (N2) Mercaptanos (RSH)
Monóxido de Carbono (CO) Sulfuro de Carbonilo (COS)
Mercurio (Hg) Agua (H2O)
Elaborado por: Martínez Germán
Fuente: (Morales, 2011)
2.2.3. Gas Agrio
Un gas que puede formar soluciones ácidas cuando se mezcla con agua. Los gases
ácidos más comunes son el sulfuro de hidrógeno [H2S] y dióxido de carbono [CO2] gases.
Ambos gases causan la corrosión; hidrógeno sulfuro es extremadamente venenosa. Sulfuro
de hidrógeno y dióxido de carbono de gases se obtienen después de un edulcorante proceso
aplicado a un gas ácido.
Gas ácido es una clasificación de gas natural, que contiene mezclas de impurezas en
cantidades significativas que hacen ácida del gas. Gas ácido contiene grandes cantidades de
sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2). El uso de este gas puede causar
daños nocivos para la infraestructura de tuberías costosos tales como la corrosión y en última
instancia de fuga en la tubería (Ortuño, 2012).
14
El gas agrio es a veces considerado a ser el mismo que gas ácido que no es correcto
porque el gas agrio sólo se compone de sulfuro de hidrógeno junto con el gas natural,
mientras que el gas ácido se compone tanto de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono
en grandes cantidades. Como dióxido de carbono es muy ácido, que proporciona la
naturaleza ácida de gas natural.
2.2.4. Gas Dulce
Gas dulce es gas natural que se encuentra sin la presencia sulfuro de hidrógeno. El
gas también puede no contener las cantidades de dióxido de carbono. La composición del
gas determina si es dulce o amargo. El gas dulce en estado puro puede ser utilizado con muy
poca refinación. No es corrosivo en la naturaleza; por lo tanto, es relativamente fácil de usar
en comparación con gas agrio. Cuando el gas natural contiene altos niveles de gases ácidos
tales como sulfuro de hidrógeno, se hace referencia a gas como ácido. Si contiene altos
niveles de azufre, que se conoce como gas agrio (Ortuño, 2012)
El gas natural se extrae de pozos de gas, pozos de condensado y pozos de petróleo
crudo. El gas extraído de estos pozos se caracteriza en función de su extracción a partir del
tipo de pozo. Por ejemplo, el gas no asociado es una forma de gas natural que se extrae de
pozos de condensado y de gas. Por otro lado, gas asociado es una forma de gas natural que
se extrae de los pozos de petróleo crudo. Cuando se encuentra el gas natural extraído libre
de sulfuro de hidrógeno, puede ser procesado fácilmente, ya que no requiere un proceso de
purificación de largo (Lluch, 2012).
15
2.3. Endulzamiento del Gas Natural
El proceso seleccionado para endulzar un gas ácido depende de las condiciones
generales: H2S y la concentración de mercaptano en el gas ácido, y gas de venta H2S y límites
totales de azufre. La rentabilidad depende de los procesos seleccionados por tanto es
importante considerar especificaciones y requisitos. Las limitaciones que se deben
considerar con el H2S son la quema son de corrientes de gas que poseen concentraciones
muy bajas de H2S y tiende a realizarse de diversas formas siempre y cuando se mantengan las
condiciones generales, Por tanto cuando el flujo de gas ácido contiene más de 70 a 100 libras
de azufre / día en forma de H2S en el gas de entrada a una planta de ácido, un disolvente
químico de regeneración se selecciona normalmente para el endulzamiento de la corriente
de gas agrio. Por muy bajo H2 contenido de S de gas ácido, se recurre al producto químico
para eliminarlo. Cuando ocurren estos procesos se consume el producto químico y se elimina
la sustancia determinada. (Morales, 2011)
El primer recipiente es el separador de entrada, que realiza la significativa función de
la disociación de las fases fluidas sobre la base de discrepancia de densidad entre el líquido
y el gas. El gas ácido se segrega desde el separador en la parte inferior del absorbedor o
contactor. Este recipiente contiene generalmente de 20 a 24 bandejas, pero para las unidades
pequeñas, que podría ser un relleno de la columna que contiene. Solución pobre que contiene
el disolvente edulcorante en agua se bombea en el absorbente cerca de la parte superior. A
medida que la solución segrega hacia abajo de bandeja a bandeja, que está en contacto íntimo
con el gas ácido como el gas fluye hacia arriba a través del líquido en cada bandeja. Cuando
el gas llega a la parte superior del recipiente, prácticamente todo el H2S y,
16
dependiendo del disolvente utilizado, todo el CO2 se han eliminado de la corriente de gas. El
gas es ahora dulce y cumple con las especificaciones.
La solución rica sale del contactor en la parte inferior y se hace fluir a través de una
válvula de reducción de presión, lo que permite que la presión caiga a aproximadamente 60
psi. En algunas de las principales plantas de gas, la reducción de presión se lleva a cabo a
través de las turbinas de recuperación de energía. Después de la reducción de la presión, la
solución rica se hace fluir en un tambor de evaporación, donde la mayoría del gas de
hidrocarburo se disolvió. La solución fluye entonces a través de un intercambiador de calor,
recogiendo calor de la corriente caliente, regenerado magra solución. La solución rica fluye
entonces en el todavía, donde la regeneración del disolvente se produce a una presión de
aproximadamente 12 a 15 psi y a la temperatura de solución en ebullición. Se aplica calor
desde una fuente externa, como un hervidor de vapor (Morales, 2011).
Figura 3. Proceso de endulzamiento de gas (Garrido , 2014)
17
2.4. Procesos de captura de CO2
La captura y almacenamiento de carbono (CCS) contiene una gama de tecnologías
que permite atrapar hasta el 90% de las emisiones de dióxido de carbono de centrales
eléctricas e industriales como son las refinerías de hidrocarburos que pueden procesar el gas
asociado producido por los campos petroleros que contienen en algunos casos grandes
cantidades de dióxido de carbono. Este proceso está orientado a almacenar, transportar y
capturar el CO2 para poder utilizarlo en procesos industriales que tienen grandes beneficios
y poder evitar efectos negativos que afecten al cambio climático ay que estas tecnologías se
han desarrollado hasta la actualidad con el fin de mantener el medio ambiente y manejar de
una manera adecuada el CO2 que es un gas contaminante en la atmósfera.
Para lo cual se emplean tres técnicas que son:
Post-combustión: es un proceso que se encarga del lavado de gases de escape de
la planta de energía empleado productos químicos.
Pre-combustión: Es un proceso que se realiza antes de la combustión para lo cual
se coloca en el horno mediante la conversión primero el carbón en un gas de
combustión limpia y excluyendo el CO2 liberado por el proceso para su posterior
captura.
Método oxicorte: se quema el carbón en una atmósfera con una concentración
más alta de oxígeno puro, resultando en un gas de escape que es casi puro CO2.
(Kanniche, y otros, 2011, pág. 5)
A continuación, se muestran los procesos que se emplean para capturar el CO2
18
Figura 4. Procesos de captura de CO2 (Mezt, Davidson, Connick, Loos, & Meyer, 2005)
2.5. Captura en Post- Combustión
Se refiere a la captura de gases que se da posteriormente al proceso de la combustión
entre aire y combustible fósil, atrapando el CO2 para evitar su liberación en la atmosfera, de
esta manera en la industria petrolera se da un proceso frecuente que consiste en la
purificación del gas o petróleo.
19
Figura 5. Diagrama de la captura de post-combustión (Castro, 2015)
2.5.1. Absorción química
Según Llamas (2016, pág. 38) menciona que:
Los procesos de absorción química son los más utilizados por la industria para la separación
de CO2 de una corriente de gases, siendo una tecnología madura en el campo de purificación
de gas natural y la producción de CO2 para usos comerciales (Industria de la alimentación
producción de amoniaco y fertilizantes.
Es un sistema que está orientado a la explotación de hidrocarburos con lo cual se
obtiene resultados optimistas en cuanto a la producción.
De acuerdo Llamas (2016, pág. 39) menciona que las características para un proceso
de absorción son:
20
1) Alta capacidad de absorción de CO2 de forma que se reduzca la cantidad de solución
absorbente.
2) Alta velocidad de reacción y trasferencia de masa, de forma que se reduzca altura de las
torres implicadas en el proceso.
3) Baja energía de regeneración del absorbente para reducir el aporte de energía necesario
para el proceso de regeneración
4) Alta capacidad de absorción-desorción (Vida de la solución absorbente, de forma que se
reduzcan las pérdidas por evaporación.
En el proceso de absorción se emplea solventes formulados que mediante mezclas
especiales se obtiene el CO2 la transferencia de mezclas debe realizarse de acuerdo a las
siguientes especificaciones:
Tabla 4
Tipos de Solventes Químicos Aminas
Tipo de Solvente Ejemplo
Aminas Primarias Monoetanolamina (MEA)
Diglicolamina (DGA)
Aminas Secundarias Dietanolamina (DEA)
Diisopropanolamina (DIPA)
Aminas Terciarias Metildietanolamina (MDEA)
Trietanolamina (TEA)
Solución de Sal Alcalina Carbonato de potasio
Elaborado por: Martínez Germán
Fuente: (Llamas B. , 2016, pág. 39)
Los solventes detallados se comercializan con la finalidad de tratar los gases y
obtener CO2, los procesos para la obtención deben cumplirse de acuerdo con las condiciones
requeridas para cada compuesto. Las reacciones químicas permiten determinar la viabilidad
de los procesos los sistemas deben cumplir con las características básicas de absorción.
21
A continuación, se detalla el proceso de absorción que se emplea por las compañías
para obtener el CO2.
Figura 6. Absorción para la obtención de CO2 (Llamas B. , 2016, pág. 39)
Como se muestra en la figura anterior un proceso de absorción para la obtención de
CO2 de tener una estructura determinada, los principales elementos son:
Torre Absorbedora. En este equipo nuestra corriente gas ingresa por la parte inferior y la
corriente de amina seleccionada, llamada también corriente de anima pobre ya que no
contiene gases ácidos, entra por la parte superior, al ingresar estas dos corrientes en sentido
opuesto, en el interior de la torre se ponen en contacto a condiciones de presiones elevadas
y temperaturas bajas produciendo la extracción de los gases ácidos en nuestro caso el CO2,
produciendo una corriente de amina rica formada principalmente por agua, gases ácidos y
otras impurezas en menor proporción, que es evacuada por la parte inferior de la torre
absorbedora. Mientras tanto en la parte superior de equipo sale una corriente de gas dulce ya
22
que esta no cuenta con la presencia de ácidos (Erdnann, Ruiz, Martínez, Guitiérrez, & Tarifa,
2012).
Uno de sus principales cálculos es determinar su diámetro mediante la ecuación 2.
𝐷𝑐 = 44(√ 𝑄
√𝑃
𝐷𝑐 = 44(√ 4,25
)
√514,7
Dónde:
Q= Cantidad de gas a ser tratado en millones de pies cúbicos.
P= Presión del gas en psi.
Dc= Diámetro de la torre contactora en pulgadas
Intercambiador de calor amina-amina.
Siguiendo con el diagrama de flujo se presenta un intercambiador de calor amina-amina
donde la corriente de amina rica proviene del separador flash entra en los tubos del
intercambiador y la corriente de amina pobre ingresa por el interior de la carcasa del mismo.
Este equipo cumple la función de aprovechar la cantidad de calor que se pueda obtener y
pueda salir la corriente de amina hacia la torre regeneradora, ya que el aumento de
temperatura facilita la captación o separación del gas ácido CO2 ( Marroig, 2015).
Ciclo de regeneración. El denominado ciclo de regeneración es donde se obtiene una
corriente de amina pobre al lograr separar el gas acido de la corriente de amina rica, el ciclo
está compuesto por tres equipos: un rehervidor, una torre regeneradora y un condensador. El
23
rehervidor tiene la función de vaporizar la solución de aminas que ingresa a la torre
regeneradora por medio de vapor agua. La torre regeneradora es muy similar a la torre
absorverdora, pero trabaja a condiciones de presiones bajas, en su interior se produce la
separación del gas acido de la solución de amina rica, esta ingresa por la parte superior de la
torre y se pone en contacto con el vapor generado por el rehervidor que ingresa por la parte
inferior y esto ocasiona la captura del gas ácido , dando como resultado que por la parte
inferior de la columna regeneradora salga una corriente de amina pobre a temperaturas
relativamente altas en un rango de 100 y 120 grados centígrados, por otro lado en la parte
superior de la torre sale una corriente de con alto contenido de gas ácidos y vapor de agua
por lo cual son dirigidos hacia un condensador con la finalidad que la cantidad de agua
presente en la corriente en la cabeza de del regenerador se condense y pueda separarse de
los gases ácidos y obtener una corriente de CO2 con alto índice de pureza ( Marroig, 2015).Se
calcula el diámetro de la torre regeneradora con la siguiente ecuación.
𝐷𝑟 = 3(√𝐺𝑃𝑀)
𝐷𝑟 = 3(√191,5)
𝐷𝑟 = 41 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠
Donde:
GPM= Flujo de galones por minutos de DEA
Dr= Diámetro de la torre regeneradora en pulgada
2.5.1.1. Aminas
24
Compuestos orgánicos derivados del Amoniaco (NH3), que resultan de la
sustitución de hidrógenos que constituyen el amoniaco por sus grupos (-CH3), estos
solventes químicos se clasifican en aminas primarias, aminas secundarias y aminas terciarias
(Morales, 2011)
Figura 7. Clasificación de las Aminas
Figura 8. Clasificación de las Aminas (Morales, 2011, pág. 25)
Las aminas consideradas de mayor utilidad e interés comercial que participan en la
purificación de una mezcla de gases capturando las determinadas impurezas estas son:
Monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA) y metildietanolamina (MDEA). Su
estructura se muestra en la figura 8.
El Dióxido de Carbono al reaccionar con la solución agua-amina da como resultado
el bicarbonato, este compuesto se forma a partir de aminas primarias y secundarias, siendo
el principal proceso que se produce en la absorción química. Teniendo en cuenta que las
aminas terciarias al poseer una baja reactividad son descartadas para este proceso (López,
2014).
25
Figura 9. Estructura de las principales aminas (López, 2014, pág. 55)
MEA: Es una amina primaria que es utilizada como capturador selectivo que permite
eliminar un componente de una corriente de gas natural, sin provocar ningún daño a los
demás componentes de una mezcla.
MDEA: Es una amina terciaria que tiene una reacción lenta con el dióxido de carbono, por
tal motivo se requiere un mayor número de etapas de equilibrio para absorberlo.
DEA: Es una amina secundaria aplicable en el manejo de gas de refinería, se utiliza en el
endulzamiento de corrientes del gas natural, cuya composición tiene hasta un 10% molar de
gases ácidos. A demás tiene una alta eficiencia en presiones de trabajo de 500 psi (Morales,
2011)
2.5.1.2. Concentración de las aminas en proceso de absorción química.
Un parámetro importante de la absorción química de CO2 es la concentración de la
amina en solución, los rangos más comunes de concentración de las aminas son los
siguientes: en la amina MEA, varía entre el 12% al 32% en concentración en peso, al trabajar
con una concentración mayor de este rango es recomendable la utilización de inhibidores de
26
corrección a ésta, y se trabaja con dióxido de carbono. En cuanto la amina DEA es utilizada
para el tratar los gases de refinería, tiene un rango entre 20% y 25% en concentración de
peso. Tomando en cuenta que estas concentraciones pueden aumentar hasta un 30% en la
purificación del gas natural. La amina MDEA posee un rango entre 35% a 55% en
concentración de peso. Cabe mencionar que al aumentar la concentración de la amina
frecuentemente se reduce el radio de circulación de la solución del sistema y de tal manera
los costos de operación de la misma. Sin embargo, el efecto esperado no se produce en su
totalidad, debido a que la presión del vapor el gas acido aumenta en una solución de amina
con mayor concentración. (Hernández, 2007) la concentración en solución de la amina DEA
se calcula con la siguiente ecuación 3:
𝐺𝑃𝑀 = (32) (𝑄)(𝑦)
𝑥
𝐺𝑃𝑀 = (32) (4,25)(35,20)
25
Dónde:
Q= Caudal de gas acido a ser procesado en Millones de pies Cúbicos.
y= concentración total de gas acido en la corriente del gas a ser procesado, mol%.
x= concentración en peso de la mina en solución %.
GPM= Galones por minutos de la amina dietanolamina DEA
2.5.2. Absorción Física
En este proceso no se presentan reacciones químicas, según la Ley de Henry la
cantidad de un gas disuelto en un líquido depende directamente de la presión parcial que
produce el gas sobre un líquido. La presión parcial del CO2 y las propiedades del solvente
físico limitan el proceso de absorción del dióxido de carbono. Actualmente los absorbentes
27
físicos se han desarrollado a nivel comercial para la separación de compuestos de azufre en
el gas natural (Vega, 2017).
Este proceso utiliza solventes físicos, con una gran afinidad al dióxido de carbono,
ácido sulfhídrico y agua, cuya capacidad aumenta al momento de incrementar la presión y
al disminuir la temperatura. Por lo general trabaja entre los 1000 psi y 60°F. Cabe mencionar
mientras más baja se encuentre la temperatura más favorece la absorción, en varias ocasiones
se requiere un periodo de refrigeración antes de la torre de absorción, por último, el solvente
ingresa a la etapa de regeneración en la cual retira los contaminantes capturados, y retorna
al proceso de absorción (Erdnann, Ruiz, Martínez, Guitiérrez, & Tarifa, 2012).
Figura 10. Proceso de absorción física (Gutiérrez, 2016, pág. 30)
2.5.3. Adsorción Física
Según (Gutiérrez, 2016):
28
Es un proceso que se basa en el contacto, que relaciona al gas natural y un sólido adsorbente
en el cual queda capturado el determinado compuesto. De esta manera se recomienda trabajar
a presiones de 900 psi y una temperatura de 80°F, también incluye factores en el tamaño del
poro del absorbente, volumen y área. Usualmente estos absorbentes son lechos de alúmina,
zeolitas, carbón activado y adsorbente híbridos como por ejemplo alúmina gel y sílica gel.
Figura 11 Proceso de adsorción física (Gutiérrez, 2016, pág. 27)
2.5.4. Separación con membranas
Se define como membrana a una barrera semipermeable que cumple la función de
separar físicamente dos componentes de una mezcla y evitar el contacto directo entre ellas.
Esta trabaja como un filtro selectivo que da paso a determinados componentes de la mezcla.
El CO2 traspasa fácilmente esta barrera en comparación a otros gases. Por lo cual la
velocidad del gas que se moverá a través de la membrana depende del tamaño de la molécula,
la concentración de gas, la diferencia de presión y de la afinidad de tiene el gas para el
material de la membrana. Por lo general las membranas no poseen una alta capacidad de
separación, debido a esto es necesario la participación de varias etapas para la separación de
gases incrementando la complejidad del sistema, consumo de energía y costos (Erdnann,
Ruiz, Martínez, Guitiérrez, & Tarifa, 2012).
29
Figura 12. Sistema de membrana (Castro, 2015, pág. 18)
2.6. Captura de CO2 en Oxi-combustión
Los procesos de oxi-combustión utilizan oxígeno altamente puro como comburente,
remplazando el aire en proceso de combustión en calderas o turbinas de gas. Sustituyendo el
nitrógeno del aire por dióxido de carbono cuya función es de regular la temperatura en la
combustión, al momento de la separación del CO2 producido no interviene en el mismo
compuesto, aplicándose al oxigeno previo a la combustión. De esta manera genera una
ventaja de operar condiciones de obtención sobre una corriente de gases compuesta
particularmente de CO2 con un 90 % y 95 %. Actualmente no existe ninguna instalación que
operen de manera comercial sobre condiciones de oxi-combustión, debido que es una
tecnología que se mantiene en procesos de investigación y desarrollo (Martínez, 2014).
30
Figura 13. Esquema de separación de CO2 (Buhre, 2005)
2.7. Captura en Pre-combustión
Este proceso se usa en plantas de energía de ciclo combinado de carbón-gasificación.
El carbón se gasifica para provocar un gas sintético que se da mediante el monóxido de
carbono e hidrógeno. El primero reaccionar mediante agua para obtener CO2, que es
capturado, y más hidrógeno. El hidrógeno se deriva mediante una turbina el mismo se quema
para generar electricidad. Otro de los beneficios puede ser empleado para crear células de
combustible de hidrógeno que se emplean para vehículos. Así como posee ventajas existen
algunas desventajas como son la dificultad de equipar las centrales térmicas de carbón
pulverizado la mismas que constituyen la base de instalada mundial de energía de
combustibles fósiles (Energy Gov, 2017).
31
El proceso de pre-combustión no es más que la eliminación de CO2 mediante
combustibles fósiles antes de completar la combustión.
De acuerdo a (Energy Gov, 2017):
La gasificación procesa una materia prima (como el carbón) se oxida parcialmente en vapor
de agua y oxígeno / aire a alta temperatura y presión para formar gas de síntesis. Este gas de
síntesis o gas de síntesis, es una mezcla de hidrógeno, monóxido de carbono, CO2, y
cantidades más pequeñas de otros componentes gaseosos, tales como metano. El gas de
síntesis a continuación, pueden someterse a la reacción de desplazamiento agua-gas para
convertir el CO y el agua (H2O) a H2 y CO2, la producción de un H2 y CO2 rica en mezcla de
gases. La concentración de CO2 en esta mezcla puede variar desde 15-50%. El CO2 a
continuación, puede ser capturado y separado, transportado, y en última instancia
secuestrada, y el H2 combustible rico en combustión.
Figura 14. Proceso de captura de CO2 en Pre-combustión(Castro, 2015, pág. 19)
2.8. Transporte de CO2
El último proceso del tratamiento del CO2 es el transporte, el mismo que se debe
direccionar a almacenamiento. Sin embargo, es importante analizar el transporte que se va a
32
seleccionar el mismo que deberá cumplir con características como viable seguro y
económico. La opción más rentable es contar con CO2 supercrítico o de naturaleza sumidero
a través de tubería facilitando así el proceso de transporte, no obstante, se puede considerar
como opción el transporte por vehículo para fines industriales. Los países industrializados
usan el trasporte por tubería ya que es una opción rentable la mismas que se explica en el
siguiente apartado.
2.8.1. Transporte de CO2 por tubería
Para (Bartolomé, Mora, & Recalde, 2011) el Transporte por tubería (CODUCTOS).-
“Se trata de la solución óptima para el transporte de CO2 a larga distancia. Las tuberías
pueden discurrir tanto por el lecho marino (a profundidades de 2.200 m.) y por estratos
rocosos.” (P.44)
Estados unidos es uno de los países de América del norte que ha incursionado en el
transporte de CO2 cuenta con una red de 5600 km de longitud la cual trasporta 50.000 .000
de toneladas anuales que se emplean para la recuperación del petróleo (EOR). Al emplear
este mecanismo es indispensable considerar que se deben mantener medidas y estándares de
calidad para evitar la contaminación del CO2 se debe garantizar seguridad en la
infraestructura ya que la contaminación puede darse por sulfuro de hidrógeno o por la
corrosión (Bartolomé, Mora, & Recalde, 2011).
2.8.2. Transporte de CO2 por vehículo
Con relación al transporte por vehículo se puede considerar por vía terrestre o
33
marítima. Las especificaciones del transporte deber ser seguras para lo cual se
emplearán vehículos con cisternas el cual contendrá CO2. Este mecanismo se usa cuando se
carece de infraestructura o cuando económicamente es rentable emplear el transporte con
vehículos, las medidas de seguridad deben ser extremas para evitar fugas. Las distancias que
pueden emplearse con este mecanismo son cortas.
Por tanto, las empresas usan el transporte marítimo de acuerdo a los informes de
IPCC se transporta 22.000 m3 a una distancia de 1.100 km puede ser económicamente viable
el empleo de esta alternativa se da cuando por razones geopolíticas se logrará expandir el
consuno y la obtención de beneficios económicos será superior.
El proceso de transporte requiere de análisis tanto de las condiciones geopolíticas
como la infraestructura o la adquisición de equipos o cisternas para transportar CO2,
establecer rutas y puntos de almacenamiento permite el desarrollo de redes logrando así
interacción con toda la red de transporte.
2.9. Almacenamiento de CO2
El almacenamiento puede darse por diferentes índoles como es por lecho marino, a
través de la central termina se extrae el CO2. El transporte usado para largas distancias se
realiza mediante tuberías., la obtención de este recurso pude ser transportado vía marítima a
otras regiones o países.
El proceso de almacenamiento que se realiza se detalla a continuación:
34
Figura 15. Almacenamiento de CO2 bajo el lecho marino (Castro, 2015)
El CO2 puede ser transportado en barco prácticamente del mismo modo (por lo
general a una presión de 0.7 MPa, pero se realiza a una pequeña escala ya que los costos
tienden a variar y afecta el costo del CO2 (Mezt, Davidson, Connick, Loos, & Meyer, 2005).
Otra de las alternativas de almacenamiento se puede dar por almacenamiento
geopolítico:
De acuerdo a (Mezt, Davidson, Connick, Loos, & Meyer, 2005) mencionan que:
Se examinan tres tipos de formaciones geológicas que han sido objeto de una amplia
consideración para el almacenamiento geológico de CO2: yacimientos de petróleo y gas,
formaciones salinas profundas y capas de carbón inexplotables En cada caso, el
almacenamiento geológico de CO2 se consigue mediante su inyección en forma condensada
35
en una formación rocosa subterránea. Las formaciones rocosas porosas que retienen o que
(como en el caso de los yacimientos agotados de petróleo o de gas) han retenido fluidos
anteriormente –como gas natural, petróleo o salmuera son candidatos potenciales para el
almacenamiento de CO2.
Analizar todas las consideraciones expuestas, varios países realizan este análisis para
determinar que consideraciones y decisiones de tomaran en cuando al almacenamiento y
como se las ejecutará, con la finalidad de obtener mayores beneficios. Los proyectos que se
han desarrollado con este enfoque son Sleipner en el Mar del Norte, el proyecto Weyburn en
el Canadá y el proyecto In Salah en Argelia figura como los proyectos de mayor impacto a
nivel mundial por las dimensiones técnicas e infraestructura que poseen para la extracción de
CO2.
Las compañías destinan gran parte del CO2 para la recuperación mejorada de petróleo
en campos que ya empieza su periodo de depletación y es aplicable la utilización de métodos
de EOR y esta alternativa es usada como mecanismo para la mitigación del cambio climático
que es una gran problema ambiental en el mundo y puede tener resultados favorables . Las
compañías que se dedican a esta clase de extracción deben considerar el impacto climático
que generan al medio ambiente si no cumplen con todos los estándares. La remediación es
costosa y tiende a influir en las decisiones internas, siendo fundamental cuidar la estructura
interna y la seguridad ya sea a través de tubería o el transporte mediante vehículos.
A continuación se muestra el almacenamiento geopolítico desde cuatro perspectivas:
36
Figura 16. Métodos de almacenar CO2 (Mezt, Davidson, Connick, Loos, & Meyer, 2005)
La capacidad de almacenamiento sería superior de acuerdo al tipo de depósito por
tanto son estimaciones que varían ya que se pueden extraer del mar y la tierra.
37
CAPÍTULO III – DISEÑO METODOLÓGICO
Dentro de este capítulo se detalló la metodología de investigación con la que se
realizó el presente estudio, en él se incluye los siguientes aspectos: Tipo de estudio, universo
y muestra, métodos y técnicas de recopilación de datos en donde se describió la metodología
para la recopilación de la información y el posterior procesamiento y análisis de la misma.
3.1. Tipo de Estudio
El Estudio Técnico fue de tipo descriptivo-experimental, ya que se diseñó un sistema
de captación de CO2 y se evaluó los resultados obtenidos.
3.2. Universo y Muestra
El universo de esta investigación está conformado por la producción total de gas
asociado de todos los campos del bloque 15. La muestra está conformada por el gas asociado
que ingresa al CPF en el Campo Indillana del cual tenemos su cromatografía.
3.3. Métodos y Técnicas de Recopilación de Datos
Para la realización de este trabajo usó métodos de recolección cualitativos y
cuantitativos de la información necesaria por medio de documentos, reportes, mediciones de
gases, estudios, reportes, diagramas, cromatografías, etc.
Se llevó a cabo el análisis de la composición del gas y volumen total producido en el
38
bloque 15 y las condiciones de operaciones en las cuales trabaja ya que se cuenta con las
cromatografías del gas asociado que ingresa al CPF y mediciones de las cantidades emitidas
de CO2 así como también los caudales instalaciones y poder obtener todas las variables
necesarias para la simulación de un sistema de captación de CO2 a partir del gas asociado.
A su vez utilizó métodos de recolección cualitativos, para el estudio de la eficiencia y
seguridad mediante la indagación de documentos, registros, materiales bibliográficos, etc.
3.4. Procesamiento y Análisis de la Información
Para el posterior procesamiento de la información se tabuló la información adquirida
mediante Microsoft Excel, ya que nos permitió describir y analizar los datos recolectados a
partir del historial de emisiones de CO2 en el CPF del campo Indillana, Para el análisis de
los datos y variables obtenidas se utilizó el software ASPEN HYSYS que un simulador que
permite diseñar o modelar procesos químicos relacionados con la Industria Hidrocarburífera
ya que contiene varios paquetes termodinámicos y la facilidad de dimensionar los diferentes
equipos que van a ser utilizados, para nuestro caso de estudio se tomó como referencia el
ejemplo de este proceso (ver Anexo 2) que proporciona este simulador para el endulzamiento
de gas natural por medio de aminas, en el cual se pudo modificar y adaptar las características
y dimensiones de todo el Sistema de Absorción Química de gases por aminas y procurar
adaptarlas a las condiciones y variables de este trabajo técnico , profundizando el estudio de
la separación del gas ácido CO2 que es el motivo de esta investigación teniendo en cuanta
que el gas natural que va a ser analizado no contiene H2S.
39
Para tener las principales variables que se debe ingresar al software ,como son la
composición del gas en fracciones molares, sus principales características físico-químicas a
condiciones atmosféricas y de operación, fueron obtenidas a partir de las cromatografías del
gas asociado del bloque 15 que son mediciones.
Recopilación de la información
proporcionada por el Ing. Guietierrez de
Petroamazonas EP.
Recopilación de información del Bloque-15 en especial del
CPF(cetro de facilidades de producción) del campo Indillana
Fase 1
Revisión bibliográfica.
Análisis teórico de:
Gas natural y sus principales procesos
Sistemas de captura de CO2
Monitoreo de la produccio de gas
asoiado
Análisis de la produccion de gas asociado del bloque 15 mediante cromatografias y
reportes de cuadales.
Fases del proceso de
investigación
Fase 2
DIseño de un sistema de captura de CO2
Diseño de los principales equipos de un sistema de
captura de CO2 mediante el sofware Aspen Hysys
Simulación del procesode captura de
CO2
- Simulacion del proceso de captura de CO2 a prtie del gas
asociado del bloque 15 mediante el sofware Hysys
Fase 3
Evualuación del gas obtenido
comparacion del gas obtenido en la simulacion con otro
proyectto ya realizado
40
CAPÍTULO IV – RESULTADOS
4.1. Caracterización del Gas Asociado que ingresa al CPF en el Campo Indillana
La composición del gas asociado se puede expresar en fracción molar, fracción
volumen o fracción peso de sus componentes para lo cual se cuenta con las cromatografías
tomadas a la entrada del air cooler como se expresa en la tabla 5
Tabla 5
Cromatografía del gas asociado que ingresa al Campo Indillana
Locación de la muestra
ENTRADA AIR
COOLER CPF
(Separador)
Propiedades del gas @ 14.7 psi, 60 º F
PRESION ( psi ) 50
TEMPERATURA ( º F ) 160 Valor calorífico Bruto Seco 936,3 BTU / ft^3
FECHA 30-Jun- Valor calorífico Neto 853,9 BTU / ft^3
ARENA Peso Molecular 32,7 lb / lb-mol
COMPONENTE FRACTION Factor de Compresibilidad 0,9945
% Molar Densidad 0,0866 lb / ft^3
Nitrógeno 4,78 S.G. 1,1349
Metano 38,31 Densidad 1,3890 Kg / m^3
Dióxido de Carbono 35,20
Etano 6,51 PROPIEDADES DEL GAS @ 50 psig & 160 °F
Agua 0,47
Propano 9,29 Densidad 0,3222 lb / ft^3
i- Butano 2,39 Densidad 5,1651 Kg / m^3
n- Butano 1,39 Factor de Compresibilidad 0,9872
i- Pentano 0,90
n- Pentano 0,10
Hexano+ 0,44
Heptano+ 0,22
Fuente: OGE, Petroamazonas
Elaborado: Germán Martínez
41
En base a la cromatografía se observó que el gas producido en el campo, está
constituido principalmente por 38,31% de metano, y 35,20% de dióxido de carbono, que es
el principal gas de estudio y mientras que los componentes restantes que forman la mezcla
están en cantidades mucho menores con el 6,51% de etano, 9,29% de propano, 2,39% de i-
butano, 1,39% de n-butano, 0,90% de i-pentano, 0,10 de n-pentano, 0,44% de Hexano y 0,22
de heptano, también se observa impurezas como son el nitrógeno y vapor de agua con un
porcentaje del 4,78% y 0,49% respectivamente.
También se pudo indentificar la presencia de otros gases que no pertenecen a
hidrocarburos como son el nitrógeno, vapor de agua y dióxido de carbono tomando en cuenta
este último que tiene una fracción considerable en la mezcla, la principal característica del
gas asociado ya que el motivo de este trabajo de titulación es la captura del CO2.
Algunas de sus principales características como son: Valor calorífico, Bruto Seco,
Valor calorífico Neto, Peso Molecular, Factor de Compresibilidad, Densidad, gravedad
especifica de la mezcla de gas asociado también se puede identificar en la anterior figura
4.1.1. Historial de emisiones de CO2
En la tabla número 5 se muestran las emisiones de CO2 medidas en porcentaje del
gas asociado producido en el Campo Indillana.
42
Tabla 6
Emisiones de CO2 en el campo Indillana
MEDICIÓN PORCENTAJE DE CO2 MEDICIÓN PORCENTAJE DE CO2
1 33.75 30 38.48
2 33.75 31 38.48
3 33.75 32 35.25
4 33.75 33 35.25
5 33.75 34 35.25
6 33.75 35 35.25
7 33.75 36 35.25
8 33.75 37 35.25
9 33.75 38 35.25
10 33.75 39 35.25
11 33.75 40 35.25
12 33.75 41 35.25
13 33.75 42 35.25
14 33.75 43 35.25
15 33.75 44 35.25
16 38.48 45 35.25
17 38.48 46 35.25
18 38.48 47 35.25
19 38.48 48 35.25
20 38.48 49 35.25
21 38.48 50 37.67
22 38.48 51 37.67
23 38.48 52 37.67
24 38.48 53 37.67
25 38.48 54 37.67
26 38.48 55 37.67
27 38.48 56 37.67
28 38.48 57 37.67
29 38.48 58 37.67
Fuente: OGE, Petroamazonas
Elaborado: Germán Martínez
43
Se procedió a identificar cual es la moda de estos datos ya que este valor es el que
más se repite como se muestra en la figura 15 siendo este el 35,25 % con una repetición de
18 veces y nos servirá como referencia para conocer el porcentaje de CO2, este valor es muy
cercano al valor que está presente en la cromatografía que es de 35,20% por lo cual se usó
dicha cromatografía para obtener las variables de entrada al software.
Figura 17. Mediciones del porcentaje de CO2 Elaborado: Martínez Germán
4.2. Simulación de un proceso de captura de CO2 por medio de absorción química
Para desarrollar la simulación de un sistema de captura de CO2 por medio de aminas
se tomó como base el ejemplo (ver Anexo 2) que está presente en el software HYSYS pero
como primer paso se identificó las variables de entrada necesarias del programa,
posteriormente se escogió el paquete de fluidos que sea el mas aceptable, como siguiente
paso se predimensionó los principales equipos para adaptarlos a las variables de entrada y
condiciones de trabajo del gas asociado del Campo Indillana varios de los valores fueron
tomados directamente del ejemplo de la simulación y otros tuvieron que ser ajustados
conforme se presentaron los requerimientos y finalmente se analizó los resultados obtenidos
de esta simulación.
20 18
18 16
16 15
14
12 10
10
8
6
4
2
0
33,75 38,48 35,25 37,67
44
4.2.1. Variables de entrada al software
Como principales datos que se tuvo que ingresar al simulador para empezar a trabajar
a condiciones de campo de estudio fueron: La compasión del gas natural y su presión que la
obtenemos de la tabla 5 cromatografía del gas asociado del bloque 15 y el caudal de gas
asociado que ingresa al CPF del campo Indillana de la tabla 1 producción total de gas
asociado. Una vez identificados estos valores se procedió a ingresarlos a la herramienta
informática como se muestra en la figura 17 y 18.
Figura 18. Composición del gas natural
Elaborado por: Martínez Germán
45
Figura 19. Caudal y presión del gas natural
Elaborado por: Martínez Germán
4.3. Selección del paquete de fluidos
En este paso se mantuvo el paquete de fluidos básico 1 cuyas propiedades son las de
gas acido con solventes químicos en este caso con aminas, para este estudio la amina
seleccionada fue la dietanolamina DEA que es la amina más utilizada y comercial para este
tipo de procesos de captación de dióxido de carbono por absorción química mediante
solvente químicos.
46
Figura 20. Características del paquete de fluidos
Elaborado por: Martínez Germán
En este punto se calculó la tasa de circulación de la amina que es un dato necesario
de ingresar en el programa y también facilitará el dimensionamiento de otrosequipos, como
se mencionó anteriormente la concentración para la amina DEA generalmente varía entre el
20% y 30% en peso, cuya tasa de circulación es calculada mediante la siguiente ecuación:
𝐺𝑃𝑀 = (32) (𝑄)(𝑦)
𝑥
𝐺𝑃𝑀 = (32) (4,25)(35,20)
25
Dónde:
𝐺𝑃𝑀 = 191,448 𝑔𝑎𝑙
𝑚𝑖𝑛
𝑑𝑒 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝐷𝐸𝐴 𝑎𝑙 25 %
Q= Caudal de gas acido a ser procesado en Millones de pies Cúbicos.
y= concentración total de gas acido en la corriente del gas a ser procesado, mol%.
47
x= concentración en peso de la mina en solución %.
GPM= Galones por minutos de la amina dietanolamina DEA
4.4. Simulación proceso de absorción de CO2 con aminas y de sus principales equipos
Torre absorbedora o contactora
Como se mencionó el capítulo II en este equipo ingresa nuestra mezcla de gas natural
donde tendrá contacto con la solución de amina DEA y separa el CO2 de la corriente. El
número de platos de la torre de absorción según el ejemplo (ver Anexo 2) tomado del HYSYS
estaba definido 20, en una torre empacada que favorece al contacto en su interior, mediante
la variación de los mismos se obtuvo valores aceptables de remoción de CO2 se pudo reducir
a 15 platos con un espaciamiento de 24 pulgadas (2 pies), y las variables nombradas
anteriormente se ingresan el programa como se muestra en las figuras 18 y 19.incluyendo el
diámetro, calculado mediante la ecuación siguiente:
𝐷𝑐 = 44(√ 𝑄
√𝑃
𝐷𝑐 = 44(√ 4,25
)
√514,7
𝐷𝑐 = 19,04 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠
Dónde:
Q= Cantidad de gas a ser tratado en millones de pies cúbicos.
P= Presión del gas en psi.
Dc= Diámetro de la torre contactora en pulgadas
48
Figura 21. Corrientes de entrada y salida de la torre absorbedora
Elaborado por: Martínez Germán
Figura 22. Características internas de la torre absorbedora
Elaborado por: Martínez Germán
49
Válvula
La corriente de amina (DEA) rica que sale a altas presiones de la torre absorbedora
por lo cual se requiere reducirlas mediante una válvula de nivelación donde se procura tener
una caída de presión para tener condiciones idóneas para que ingrese la corriente al siguiente
equipo que un separador flash como se muestra en el ejemplo base del programa (ver Anexo
2). Para este estudio la válvula permitirá una caída de 444,7 psi con una eficiencia del 75%.
Figura 23. Válvula de nivelación
Elaborado por: Martínez Germán
50
Tanque flash
Gracias a la válvula ya no se tendrá presiones muy elevadas por lo cual la corriente
de amias rica (DEA) ingresa a un separador flash donde se procura separar los hidrocarburos
liquitos y un porcentaje de gases ácidos que contenía nuestra amina (DEA) para que la
corriente de amina rica ingrese en mejores condiciones al ciclo de regeneración.
Figura 24. Separador flash
Elaborado por: Martínez Germán
Intercambiador de calor
En este equipo se mantuvo el dimensionamiento propuesto por el ejemplo del
simulador (ver Anexo 2) ya que permite continuar con el flujo de la corriente de amina rica
aprovechando el calor de la corriente de amina pobre que es regresada a la torre regenerativa
donde se agregó una caída de presión de unos 10 psi suponiendo que se presente alguna
variación en cuanto a presiones en esta parte del proceso.
51
Figura 25. Corrientes de entrada y salidas del intercambiador.
Elaborado por: Martínez Germán
Figura 26. Caída de presión del intercambiador
Elaborado por: Martínez Germán
52
Ciclo de regeneración
Por lo general este ciclo tiene tres partes fundamentales que son, la torre de
regeneración, el rehervidor y el condensador juntos cumplen la función de regenerar el
solvente químico en otras palabras permiten que la amina DEA pueda volver a intervenir en
el proceso.
La torre de regeneración suele estar compuesta de entre 18 y 25 platos generalmente,
en el ejemplo tomando del software trabajó con 20 platos, pero al igual que en la torre
absolvedora la modificamos para funcionar con 15 platos ya que disminuye su tamaño y
mantiene un rango de trabajo acorde de las condiciones de trabajo posteriormente se calculó
el diámetro interno de la misma con la ecuación mostrada a continuación:
𝐷𝑟 = 3(√𝐺𝑃𝑀)
𝐷𝑟 = 3(√191,5)
𝐷𝑟 = 41 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠
Dónde:
GPM= Flujo de galones por minutos de DEA
Dr= Diámetro de la torre regeneradora en pulgadas
En el predimensionamiento del rehervidor y condensador se procuró mantener las
características otorgadas por el software y no tener mayores variaciones en cuanto a la
simulación en cuanto a la torre regeneradora se ingresó su número de platos, su diámetro y el
espaciamiento entre ellos.
53
Figura 27. Ciclo de regeneración
Elaborado por: Martínez Germán
Figura 28. Torre regeneradora
Elaborado por: Martínez Germán
54
Tanque de reposición.
En este equipo se usa para añadir la cantidad de agua que se pierde durante el proceso,
al igual que se ingresa las concentraciones y caudales de la solución de amina (DEA) para
mantener las condiciones adecuadas del proceso ya que esta corriente va a ingresar a la torre
absorbedora.
Figura 29. Tanque de reposición
Elaborado por: Martínez Germán
Bomba de recirculación:
La bomba regula la presión de entrada de la corriente de amina a la torre absorbedora
ya que esta trabaja con presiones altas, en este caso se mantendrá el diseño del ejemplo del
software modificando 50 % a 75% y tener la potencia requerida del sistema.
55
Figura 30. Bomba de recirculación
Elaborado por: Martínez Germán
Enfriador de la solución de aminas:
Este equipo también puede ser considerado como un intercambiador de calor cuya
función es la de enfriar la corriente que sale de intercambiador principal de amina-amina ya
que este puede tener temperaturas muy altas y es necesario enfriarlas y adecuarlas a las
condiciones de operación de la torre absorbedora recordando que esta trabaja a altas presiones
y bajas temperaturas para su mejor funcionamiento , se introdujo una caída de presión de 10
psi para comprobar que la simulación mantiene su funcionamiento por posibles variaciones
de condiciones de operación.
56
Figura 31. Enfriador corriente de amina
Elaborado por: Martínez Germán
4.5. Análisis del gas obtenido
El simulador Hysys permitió obtener como resultado de la extracción del gas acido,
tanto su composición como su flujo molar y la presión a la cual se trabaja.
4.5.1. Composición del gas obtenido
Como se muestra en la figura 31 se obtuvo la fracción molar de todos los compuestos
que forman el gas ácido extraído del gas natural que ingresa al CPF del campo Indillana. El
gas obtenido está conformado casi en su totalidad por CO2 con un 96.01% lo que nos permite
verificar que la simulación ha sido de gran beneficio de este estudio ya
57
que la finalidad fue obtener un gas con una pureza elevada de dióxido de carbono. El resto
de componentes que conforman la minoría del gas son el vapor de agua con un 3,73%,
metano con 0,08%, etano con 0,02%, propano con el 0,01%, i-pentano con 0,08% y n-
pentano con 0,06%.
Figura 32. Composición del gas obtenido
Elaborado por: Martínez Germán
4.5.2. Caudal y presión del gas obtenido
Como se muestra en la figura 20 se tiene dos características muy importantes de esta
simulación como es el caudal del gas de 1,552 MMSCFD y la presión a la cual obtenemos
dicho gas que es de 35 psi.
58
Figura 33. Caudal y presión de la corriente del gas obtenido
Elaborado por: Martínez Germán
4.6. Comparación del gas obtenido con respecto a la inyección de CO2 en otro campo
Partiendo de los resultados obtenidos en la simulación de la obtención de CO2 a partir
de del gas asociado por medio de la absorción química mediante aminas (DEA) se obtuvo
dos variables muy importantes como son el caudal de nuestro gas de 1,552 millones de pies
cúbicos por día y su alta pureza de CO2 cono el 96,01 % lo cual permitió hacer una
comparación con otros proyectos de recuperación mejorada con inyección de CO2.
Para esta comparación se tomó en cuenta n proyecto de recuperación mejorada
realizado en Colombia que utilizo volúmenes de CO2 relativamente bajos inyectados de
forma alterna a continuación se detalla las características del campo Llanito (Rodriguez &
Mendez, 2009)
59
Tabla 7
Resumen de las características del pozo 108, Campo Llanito
Propiedades físicas de la roca y los fluidos
Presión de saturación(120°F),PSI 1952
Gravedad de API del aceite (60°F), °API 19,8
Viscosidad del crudo(P atm), cp 70,3
Relación gas-aceite original, ft3/BL 122
Factor volumétrico de formación original 1,096
Presión máxima de inyección, PSI 1500
Solubilidad ft3/bl 300 ft3/bl
Peso molecular promedio CO2 41,52
gravedad especifica del CO2 1,4344
Volúmenes de inyección
Re, ft 107,00
Espesor, ft 40,00
Porosidad,% 0,24
Volumen poroso total 345.239,71
Volumen poroso que afectar % 10
Elaborado por: Martínez Germán
Fuente: (Rodriguez & Mendez, 2009)
Se realizó un proceso de inyección alternada de CO2 denominada “HUFF AND
PUFF” inmiscible ya que por límites de presión de fractura no se podía alcanzar la presión
mínima de miscibilidad PMM. Para el proyecto se pensó inicialmente inundar el 10%.
En este estudio se realizó una correlación con otros pozos debido a la similitud de
propiedades petrofísicas y la disponibilidad de CO2 a ser inyectado, se optó por una inyección
total de 12 MMSCF de gas durante ocho días (Ver Anexo 3) (Rodriguez & Mendez, 2009).
60
Tabla 8
Principales resultados del proyecto del Campo Llanito
Tiempo de inyección 8 días
Volumen inyectado 12MMSCF
Producción antes de estimulación 82 blso/dia
Producción después de la estimulación 105 blso/d
Elaborado por: Martínez Germán
Fuente: (Rodriguez & Mendez, 2009)
En la tabla 8 se puede observar que se inyecto un volumen de 12 MMSCF durante 8
días, parámetros que la simulación realiza demuestra que se podría solventar ya que se
obtuvo 1,552 MMSCF que durante 8 días tendríamos 12,4 MMSCF abasteciendo la demanda
de caudal de gas, en cuanto a la composición del gas de del ejemplo se utilizó un gas con
98% de pureza, en la simulación se obtuvo una pureza de 96,01% dado que este es un proceso
inamisible la diferencia pequeña de pureza no sería afectada en grandes cantidades, lo que sí
podría pasar en un proyecto de inyección miscible donde la pureza afecta directamente la
miscibilidad entre el CO2 y el petróleo a ser removido.
61
CAPÍTULO V – CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
El CPF del campo Indillana recibe la producción de gas asociado de la mayoría
de campos que forman el bloque 15 teniendo un caudal total de 4,25 millones de
pies cúbicos diarios de gas natural.
Mediante cromatografías base a la cromatografía se puede observar que el gas
producido en el campo, está constituido principalmente por 38,31% de metano,
y 35,20% de dióxido de carbono, que es el principal gas de estudio y mientras
que los componentes restantes que forman la mezcla están en cantidades mucho
menores con el 6,51% de etano, 9,29% de propano, 2,39% de i-butano, 1,39% de
n-butano, 0,90% de i-pentano, 0,10 de n-pentano, 0,44% de Hexano y 0,22 de
heptano, también se observa impurezas como son el nitrógeno y vapor de agua
con un porcentaje del 4,78% y 0,49% respectivamente.
Como este estudio fue de carácter técnico para la captación del CO2 se utilizó la
absorción química por medio de aminas (DEA) ya que este proceso tiene gran
eficiencia y su tecnología es la más avanzada comparada a otros procesos de
captura de dióxido de carbono.
Mediante el software HYSYS se pudo diseñar y simular un sistema de absorción
química por medio de aminas de gases ácidos en una corriente de gas natural, en
nuestro estudio al no contener ácido sulfúrico nuestro único gas acido captura es
el dióxido de carbono.
Las principales variables de entrada que ingresamos al software fueron la
composición, caudal y presión del gas que ingresa al campo Indillana, así como
62
también la concentración de las aminas a utilizarse posteriormente se realizó la
adaptación de cada uno de los equipos de acuerdo a las condiciones de nuestro
campo.
El gas obtenido tiene una composición CO2 de un 96.01%, el resto de
componentes que conforman la minoría del gas son el vapor de agua con un
3,73%, metano con 0,08%, etano con 0,02%, propano con el 0,01%, i-pentano
con 0,08% y n-pentano con 0,06% con un caudal de 1,552 millones de pies cúbicos
por día
En comparación con el campo llanito de Colombia los valores de inyectados de
CO2 de 12 millones de pies cúbicos durante 8 días, mientras que en nuestro
estudio se obtuvo un caudal de 1,552 millones de pies cúbicos diarios que en un
periodo de 8 días obtendremos un aproximado de 12,4 millones de pies cúbicos
totales sin tomar en cuenta las pérdidas en el proceso.
Para la implementación de un proyecto de recuperación mejorada por inyección
de CO2 se debe tener en cuenta parámetros principales como son, la identificación
de un yacimiento donde sea aplicable este tipo de inyección, los volumen y
composición del gas a ser inyectado, cantidad de petróleo a ser recuperado y la
factibilidad económica del proyecto.
La recuperación mejorada de dióxido de carbono requiere de grandes cantidades
de CO2 para recuperar cantidades considerables de petróleo y el proyecto sea
rentable económicamente rentable por lo cual se debe realizar un análisis más
detallado de los costos de los equipos a implementarse y la cantidad de petróleo
a recuperarse y los ingresos que van a generar.
63
5.2. Recomendaciones
Se recomienda tener un historial de cromatografías para poder realizar un estudio
más detallado del comportamiento del gas natural y su composición para comprar
sus características con el gas asociado producido en otros campos.
Al momento de realizar una simulación de captura de CO2 con aminas describir,
diseñar y monitorear de manera más profunda cada componente del sistema para
la verificación de su correcto funcionamiento.
Realizar varias simulaciones de absorción química con diferentes tipos de aminas
y comparar los diferentes resultados donde se obtenga menores gastos
económicos y energéticos.
Se recomienda comparar varios sistemas de captura de CO2 sea por absorción
química, absorción física, adsorción fisca, con membranas entre otros e
identificar cual es el más viable tanto en el aspecto técnico como económico.
Para tener un proyecto adecuado de captura de CO2 se debe realizar también un
estudio más detallado del transporte y almacenamiento de este gas ya que estos
procesos son el complemento de la obtención del dióxido de carbono.
Se recomienda realizar un proyecto piloto de recuperación mejorada con la
inyección de CO2 para obtener valores más reales que nos permitan evaluar la
factibilidad de llevar a cabo un proyecto a gran escala.
64
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GLOSARIO DE TÉRMINOS
Absorción: Captura de un componente de una mezcla de gas, mediante un disolvente físico
o químico.
Adsorción: Proceso de separación de un componte de una mezcla de gas mediante sólidos.
Caudal: Cantidad de fluido que se transportan por unidad de tiempo.
Combustible: Sustancia que reacciona con el oxígeno que produce un desprendimiento de
calor.
Corrosión: Proceso en dónde un elemento se deteriora por un agente oxidante.
Cromatografía: Proceso mediante el cual se separa los componentes de una mezcla gaseosa
o liquida.
Depletación: Se define cuando un pozo petrolero baja su producción
Disolvente: Sustancia que tiene la capacidad de diluir un cuerpo u otra sustancia.
Miscibilidad: Capacidad de dos o más fluidos, para combinarse entre ellos formando una fase.
Presión: Fuerza que ejerce un fluido sobre una superficie.
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Recuperación mejorada: Técnicas que se utilizan para extraer el petróleo que no pudo ser
producido convencionalmente.
Solubilidad: Propiedad que posee un elemento para disolverse cuando entra en contacto con
un líquido.
Solución: Combinación homogénea de dos o más sustancias.
Temperatura: Magnitud que refleja un cuerpo la cantidad de calor.
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ANEXOS
Anexo 1 Aprobación para el uso del Software HYSYS
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Anexo 2. Ejemplo base de la absorción química por aminas del programa HYSYS
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Anexo 3. Inyección de gas en el pozo 108, Campo Llanito
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Anexo 4. Flujo de corrientes en el sistema de captura de CO2 en HYSYS.
