UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS CARACTERIZACIÓN FÍSICO QUÍMICA DEL GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO PROVENIENTE DE POZOS PETROLEROS EN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO VILLANO ALFA DEL BLOQUE 10 DE AGIP OÍL ECUADOR B.V Y PROPUESTA DE TRATAMIENTO PARA UTILIZARLO COMO ENERGÉTICO TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS FABIÁN ALFREDO BERRÚ TINIZARAY DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS Quito, septiembre, 2016
Transcript of UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
CARACTERIZACIÓN FÍSICO QUÍMICA DEL GAS ASOCIADO
AL PETRÓLEO PROVENIENTE DE POZOS PETROLEROS EN
LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO VILLANO
ALFA DEL BLOQUE 10 DE AGIP OÍL ECUADOR B.V Y
PROPUESTA DE TRATAMIENTO PARA UTILIZARLO COMO
ENERGÉTICO
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
FABIÁN ALFREDO BERRÚ TINIZARAY
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
Quito, septiembre, 2016
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo FABIÁN ALFREDO BERRÚ TINIZARAY, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
Fabián Alfredo Berrú Tinizaray
1724539505
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “caracterización físico
química del gas asociado al petróleo proveniente de pozos petroleros
en las facilidades de producción del campo villano alfa del bloque 10 de
AGIP OIL Ecuador B.V y propuesta de tratamiento para utilizarlo como
energético”, que, para aspirar al título de Ingeniero de petróleos fue
desarrollado por Fabián Alfredo Berrú Tinizaray, bajo mi dirección y
supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería E Industrias; y cumple
con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación
artículos 19, 27 y 28.
_________________________
Fausto René Ramos Aguirre
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I 1705134102
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 172453950-5
APELLIDO Y NOMBRES: BERRÚ TINIZARAY FABIÁN ALFREDO
DIRECCIÓN: FLORENCIA Y OLEARY Oe612– LOS
DOS PUENTES
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: 02287695
TELÉFONO MOVIL: 096885141
DATOS DE LA OBRA
TITULO: “CARACTERIZACIÓN FÍSICO
QUÍMICA DEL GAS ASOCIADO AL
PETRÓLEO PROVENIENTE DE
POZOS PETROLEROS EN LAS
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL
CAMPO VILLANO ALFA DEL
BLOQUE 10 DE AGIP OÍL ECUADOR
B.V Y PROPUESTA DE
TRATAMIENTO PARA UTILIZARLO
COMO ENERGÉTICO”
AUTOR O AUTORES: Fabián Alfredo Berrú Tinizaray
FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO
DE TITULACIÓN: 14 de septiembre del 2016
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN: Ing. Fausto René Ramos Aguirre
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN: El presente trabajo tiene como objetivo
la caracterización físico-química del gas
asociado al petróleo que se consigue del
campo Villano Alfa de la amazonia
ecuatoriana, para definir procesos de
tratamiento que permitan usarlo como
medio energético en los diferentes
equipos de las facilidades de superficie
de dicho campo. Se averigua la
producción diaria de gas asociado al
petróleo del campo Villano Alfa, así
como su caracterización físico-química
para proporcionarle el tratamiento más
adecuado, esto con el fin de purificarlo.
Con los análisis del campo y los
resultados obtenidos se compara con la
norma técnica ecuatoriana NTE INEN 2
489:2009 GAS NATURAL REQUISITOS
donde se determina que es un gas
amargo y es necesario que sea
hidratado. Se analiza las ventajas y
desventajas que brindan cada proceso
de endulzamiento y deshidratación, se
concluye que el método más adecuado
es con tamices moleculares. El gas
purificado puede ser utilizado como
energético en los intercambiadores de
calor del free wáter knock out (FWKO)
en las facilidades de superficie del
campo Villano Alfa. Se calculó el poder
calórico real del gas en condiciones de
operación para ser utilizado como
energético este valor de 39287BTU
PCO y con
esta condición se realiza el balance
energético que determina la cantidad de
crudo a deshidratar que puede ser
calentado en el FWKO desde 170ºF a
190ºF
PALABRAS CLAVES: Gas asociado, Villano alfa,
Energético, Facilidades de
superficie.
ABSTRACT:
This paper aims at the physico-
chemical associated gas that gets the
field Villano Alfa Ecuadorian Amazon
characterization to define treatment
processes that allow use as an energy
medium in the different equipment
surface facilities of the countryside. It
is determined the daily production of
associated gas field Villano Alfa and
its physicochemical characterization
to provide the most appropriate
treatment, this in order to purify. With
field analysis and the results obtained
compared with the Ecuadorian
technical standard NTE INEN 2 489 :
2009 NATURAL GAS
REQUIREMENTS which is determined
to be a bitter gas and need to be
hydrated. The advantages and
disadvantages offered by each
sweetening and dehydration process
are analyzed, it is concluded that the
most appropriate method is
molecular sieves. The purified gas
can be used as energy in the heat
exchangers of free water knock out
(FWKO) in surface facilities Alfa
Villano field. The actual calorific value
of gas was calculated operating
conditions to be used as energy this
value of 39287 "BTU" /"PCO" , and
with this condition the energy balance
determines the amount of oil to be
dewatered is done. It can be heated in
FWKO from 170F to 190 ° F.
KEYWORDS
Associated gas, Villano Alfa,
energetic, Surface facilities
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
f: __________________________________________
Berrú Tinizaray Fabián Alfredo
1724539505
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, BERRÚ TINIZARAY FABIÁN ALFREDO, CI: 1724539505 autor del
proyecto titulado: TITULO (CARACTERIZACIÓN FÍSICO QUÍMICA DEL
GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO PROVENIENTE DE POZOS
PETROLEROS EN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO
VILLANO ALFA DEL BLOQUE 10 DE AGIP OÍL ECUADOR B.V Y
PROPUESTA DE TRATAMIENTO PARA UTILIZARLO COMO
ENERGÉTICO) previo a la obtención del título de GRADO ACADÉMICO
COMO APRECE EN EL CERTIFICADO DE EGRESAMIENTO en la
Universidad Tecnológica Equinoccial.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las Instituciones de
Educación Superior, de conformidad con el Artículo 144 de la Ley Orgánica de
Educación Superior, de entregar a la SENESCYT en formato digital una copia del
referido trabajo de graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de
información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública
respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial a tener una copia
del referido trabajo de graduación con el propósito de generar un Repositorio que
democratice la información, respetando las políticas de propiedad intelectual
vigentes.
Quito 14 de septiembre del 2016
f: _________________________________________
Berrú Tinizaray Fabián Alfredo
1724539505
i
ÍNDICE DE CONTENIDO
PÀGINA
RESUMEN xiv
ABSTRACT xv
1. INTRODUCCIÓN 1
2. MARCO TEÓRICO 3
2.1. COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL 3
2.2. TIPOS 3
2.2.1. POR SU ORIGEN 3
2.2.1.1. Gas Asociado 3
2.2.1.2. Gas no asociado 3
2.2.1.3. Gas de condensación retrograda 4
2.2.2. POR SU COMPOSICIÓN 4
2.2.2.1. Gas Húmedo 4
2.2.2.2. Gas seco 4
2.2.3. POR SU ALMACENAMIENTO O PROCESAMIENTO 4
2.2.3.1. Gas natural comprimido 4
2.2.3.2. Gas natural licuado 4
2.3. REQUISITOS DEL GAS NATURAL 5
2.4. LEY DE LOS GASES REALES E IDEALES 6
2.4.1. GASES IDEALES 6
2.4.2. PARA GASES REALES 6
2.5. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (Z) 6
2.5.1. CORRECCIÓN POR IMPUREZAS DEL FACTOR Z 6
2.6. CONDICIONES NORMALES 9
2.6.1 PARA LABORATORIO 9
ii
2.6.2. PARA INDUSTRIAS DE LOS HIDROCARBUROS 9
2.7. TEMPERATURA Y PRESIÓN CRÍTICA 9
2.8. PROPIEDADES PVT DEL GAS 9
2.8.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS 9
2.8.2. DENSIDAD DEL GAS 10
2.8.2.1. Para gases ideales 10
2.8.2.2. Para gases a cualquier temperatura y presión 10
2.8.3. VISCOCIDAD DEL GAS 10
2.8.3.1. Correlación de Lee, González y Eakin para calcular la
viscosidad del gas 10
2.8.4. FACTOR VOLUMÉTRICO 11
2.8.5. FACTOR DE EXPANSIÓN DEL GAS 11
2.8.6. GRADIENTE DE PRESIÓN DE GAS 12
2.8.7. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS 12
2.8.8. CALOR ESPECÍFICO DEL GAS 13
2.8.8.1. Poder calorífico 13
2.8.8.1.1. Poder calorífico bruto 13
2.8.8.1.2. Poder calorífico Neta 13
2.8.9. ÍNDICE DE WOBBE 13
2.8.10. CONTENIDO DE LICUABLES EN UNA MEZCLA DE GAS
NATURAL. (GPM) 14
2.9. CARACTERIZACIÓN DEL GAS 14
2.9.1. CROMATOGRAFÍA DE GASES 14
2.9.2. CLASIFICACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA 15
2.10. CAUDAL DEL GAS 15
2.11. PURIFICACIÓN DE GASES 16
iii
2.11.1. PROCESO DE ENDULZAMIENTO O DESACIDIFICACIÓN DE
GASES 16
2.11.1.1. Por Adsorción 16
2.11.1.1.1. Tamices Moleculares por adsorción 16
2.11.1.1.2. Capacidades de adsorción de los tamices moleculares 16
2.11.1.2. Por Absorción 17
2.11.1.2.1. Tipos de procesos por Absorción con aminas 17
2.11.1.3. Reacción química 17
2.12. DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL 18
3. METODOLOGÍA 19
3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO VILLANO ALFA BLOQUE
10 19
3.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ACTUAL DE LA ESTACIÓN DEL
CAMPO VILLANO ALFA 20
3.3. UNIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CPF DEL CAMPO
VILLANO 21
3.4. RESULTADOS DE LA CROMATOGRAFÍA DE LA MUESTRA DEL
GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO 21
3.5. PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LAS PROPIEDADES
PRESIÓN, VOLUMEN Y TEMPERATURA DEL GAS ASOCIADO AL
PETRÓLEO DEL CAMPO VILLANO ALFA. 23
3.6. CORRECCIÓN POR CONTENIDO DE IMPUREZAS 24
3.7. PROCEDIMIENTO PARA ENCONTRAR LA POTENCIA DEL
MOTOR PARA UN COMPRESOR CENTRÍFUGO 26
3.7.1. CALCULO DE LA RAZÓN DE COMPRESIÓN POR ETAPA 27
3.7.2. CALCULO DE LA POTENCIA DEL MOTOR REQUERIDA 28
3.8. PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DEL TAMIZ MOLECULAR 28
iv
3.8.1. CALCULO DEL DIMENSIONAMIENTO Y CÁLCULO DE LA
CANTIDAD DE ADBORSENTE PARA EL LECHO 28
3.8.1.1. Calculo de la cantidad total de CO2, N2, y H2O a remover 28
3.8.1.2. Calculo de la cantidad de desecante 29
3.8.1.3. Calculo del caudal en condiciones de operación 30
3.8.1.4. Calculo de la densidad de la mezcla gaseosa 30
3.8.1.5. Calculo de la viscosidad de la mezcla gaseosa 31
3.8.1.6. Calculo de la velocidad máxima del gas en el lecho 31
3.8.1.7. Calculo del diámetro Mínimo del lecho 32
3.8.1.8. Calculo del ajuste de la velocidad 32
3.8.1.9. Longitud de la zona de transferencia de masa 32
3.8.1.10. Longitud de la zona saturada 33
3.8.1.11. Longitud total del lecho 33
3.8.1.12. Corrección de la cantidad del desecante 34
3.8.1.13. Volumen que ocupa el desecante 34
3.8.1.14. Volumen del vessel 34
3.8.1.15. Pseudo tiempo de contacto del gas con el deshidratante 35
3.8.2. PROCEDIMIENTO PARA ENCONTRAR EL CALOR DE
REGENERACIÓN 35
3.8.2.1. Calculo del calor para desorber las impurezas 35
3.8.2.2. Calculo del calor necesario para calentar el lecho 36
3.8.2.3. Calculo del calor necesario para calentar el acero 36
3.8.2.3.1. Calculo del espesor de la lámina de acero 36
3.8.2.3.2. Calculo de las libras de acero necesarias 37
3.8.2.3.3. Calculo de la cantidad de calor para calentar el acero del
lecho 37
3.8.2.4. Calculo del calor perdido a la atmosfera 38
v
3.8.2.5. Calculo del calor total de regeneración 38
3.8.3. PROCEDIMIENTO PARA ENCONTRAR EL CAUDAL DE
REGENERACIÓN 39
3.8.3.1. Calculo del tiempo de calentamiento 39
3.8.3.2. Calculo de la temperatura Caliente 39
3.8.3.3. Calculo del calor especifico del gas de regeneración 39
3.8.3.4. Calculo de la cantidad de gas de regeneración 40
3.8.3.5. Calculo del caudal de regeneración en condiciones normales
41
3.8.3.6. Calculo del caudal de regeneración en condiciones de
operación 41
3.9. PROCEDIMIENTO PARA ENCONTRAR EL CALOR NECESARIO
PARA CALENTAR EL CRUDO DE 170º A 190ºF 42
3.9.1. CALCULO DE LA GRAVEDAD ESPECIFICA DEL CRUDO 42
3.9.2. CALCULO DE LA DENSIDAD DEL CRUDO 43
3.9.3. MASA DEL CRUDO 43
3.9.4. CALOR ESPECIFICO DEL CRUDO 43
3.9.5. CALCULO PARA OBTNER LA CANTIDAD DE CALOR
NECESARIO PARA CALENTAR EL CRUDO DEL CAMPO VILLANO
ALFA DE 170 ºF A 190 ºF; EN EL EQUIPO FWKO 44
4. ANÁLISIS Y RESULTADOS 45
4.1. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO AL
PETROLEÓ QUE INGRESA AL SCRUBBER 45
4.2. ANÁLISIS DE LA POTENCIA DEL MOTOR PARA MOVER UN
COMPRESOR CENTRIFUGO DE DOS ETAPAS DEL GAS QUE SALE DEL
SCRUBBER. 45
vi
4.3. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO AL
PETROLEÓ QUE SALE DEL COMPRESOR CENTRIFUGO E INGRESA
AL TAMIZ MOLECULAR 46
4.4. ANÁLISIS DE LA PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO AL
PETRÓLEO QUE SALEN DEL TAMIZ MOLECULAR E INGRESAN AL
EQUIPO DE FWKO PARA CALENTAR EL CRUDO DE 170 A 190ºF. 49
4.5. ANALISIS DEL CONTENIDO DE IMPUREZAS DE LA MEZCLA
GASEOSA ASOCIADA AL PETROLEO QUE INGRESA AL TAMIZ
MOLECULAR DEL CAMPO VILLANO ALFA 52
4.5.1. ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE DIÓXIDO DE CARBONO 52
4.5.2. ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE SULFURO DE HIDROGENO
52
4.5.3. ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE AGUA 53
4.5.4. ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE NITRÓGENO 53
4.6. ANALISIS DE LAS OPCIONES ACTUALES PARA ENDULZAR Y
DESHIDRATAR LA MEZCLA DE GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL
CAMPO VILLANO ALFA 54
4.7. SELECCIÓN Y DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE
ENDULZAMIENTO Y DESHIDRATACIÓN CON TAMIZ MOLECULAR
PARA LA MEZCLA DE GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL CAMPO
VILLANO ALFA 55
4.8. ANÁLISIS DEL DISEÑO DEL TAMIZ MOLECULAR 56
4.8.1. ANÁLISIS DEL DIMENSIONAMIENTO Y CANTIDAD DE
ADSORBENTE PARA EL LECHO. 58
4.8.2. ANÁLISIS DEL CALOR TOTAL A USARSE PARA LA DE
REGENERACIÓN DE AMBOS LECHOS. 59
4.8.3. ANÁLISIS DEL CAUDAL DE REGENERACIÓN 60
vii
4.9 SELECCIÓN DEL USO QUE SE DARÁ A LA MEZCLA DE GAS
ASOCIADA AL PETRÓLEO DEL CAMPO VILLANO ALFA EN LAS
FACILIDADES DE SUPERFICIE. 62
4.9.1. PRIMERA OPCIÓN 62
4.9.2. SEGUNDA OPCIÓN 63
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 65
5.1. CONCLUSIONES 65
5.2. RECOMENDACIONES 65
NOMENCLATURA 66
BIBLIOGRAFÍA 68
ANEXOS 70
viii
ÍNDICE DE TABLAS
PÀGINA
Tabla 1.Requisitos del gas natural según la NTE INEN 2 489:2009 GAS
NATURAL REQUISITOS 5
Tabla 2. Resultados de la composición cromatografico del campo Villano Alfa
Bloque10 23
Tabla 3. Capacidad de adsorción de diferentes desecantes solidos 29
Tabla 4. Constantes B y C, según el tipo de partícula 31
Tabla 5. Propiedades típicas de los tamices moleculares 33
Tabla 6. Propiedades de la mezcla gaseosa asociada al petróleo que ingresa
al Scrubber del campo Villano Alfa 47
Tabla 7. Propiedades restantes de la mezcla gaseosa asociada al petróleo
que ingresa al Scrubber del campo Villano Alfa 48
Tabla 8. Propiedades para calcular la potencia requerida del motor para
mover un compresor centrifugo de dos etapas 48
Tabla 9.Propiedades de la mezcla gaseosa asociado al petróleo que ingresan
al tamiz molecular 50
Tabla 10. Propiedades de la mezcla gaseosa asociada al petróleo que salen
e ingresan al FWKO para calentar el crudo de 170 a 190ºF 50
Tabla 11. Propiedades de la mezcla gaseosa del campo Villano Alfa que
ingresa al tamiz molecular 51
Tabla 12. Propiedades de la mezcla gaseosa que ingresa al FWKO para
calentar el crudo de 170ºF a 190ºF 51
Tabla 13. Resultados de análisis cromatografico del Campo Villano Alfa y
comparativo con la Norma (NTE 2 489:2009) 54
Tabla 14. Selección del mejor proceso para el CO2, N2 y H2O 55
Tabla 15. Resultados obtenidos del dimensionamiento del tamiz molecular y
la cantidad de adsorbente a ocupar. 59
Tabla 16. Resultados obtenidos para el cálculo del calor total de regeneración
que se ocupara en cada lecho 60
ix
Tabla 17. Resultados del caudal de regeneración a 3,6 horas y 24 horas en
condiciones normales y de operación 61
Tabla 18. Resultados para calentar el crudo de 120ºF a 190ºF 62
x
ÍNDICE DE FIGURAS
PÀGINA
Figura 1. Principales Componentes del Gas Natural 3
Figura 2. Factores de compresibilidad de gases naturales 8
Figura 3. Ilustración de una cromatografía gaseosa 15
Figura 4. Mapa de Ubicación del campo Villano Alfa, Bloque 10 20
Figura 5. Proceso actual en CPF, bloque 10. Campo Villano Alfa 22
Figura 6. Contenido de agua en el hidrocarburo 25
Figura 7. Eficiencia del contenido de agua del H2S en la mezcla del gas
natural vs temperatura a varias presiones 26
Figura 8. Eficiencia del contenido de agua del CO2 en la mezcla del gas
natural vs temperatura a varias presiones 26
Figura 9. Calculo de las entalpias 40
Figura 10.. Diseño del proceso de endulzamiento y deshidratación con tamiz
molecular para el gas asociado del campo Villano Alfa 57
xi
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÀGINA
Ecuación [1] Gases Ideales 6
Ecuación [2] Gases Reales 6
Ecuación [3] Factor de compresibilidad Z 6
Ecuación [4] Correción por impurezas Z 7
Ecuación [5] Temperatura pseudocritica correción 7
Ecuación [6] Presion Pesudocritica correción 7
Ecuación [7] Gravedad específica del gas 9
Ecuación [8] Densidad del gas a T y P cualquiera 10
Ecuación [9] Densidad del gas a cualquier T y P 10
Ecuación [10] Viscocidad del gas 10
Ecuación [11] Incognita K para la viscocidad del gas 11
Ecuación [12] Incognita X para la viscocidad del gas 11
Ecuación [13] Incognita Y para la viscocidad del gas 11
Ecuación [14] Factor volumetrico del gas 11
Ecuación [15] Factor de expanción del gas 12
Ecuación [16] Gradiente de presión del gas 12
Ecuación [17] Compresibilidad del gas 12
Ecuación [18] Compresibilidad del gas a diferentes presiones 12
Ecuación [19] Valor calorifico 13
Ecuación [20] Índice de Wobbe 14
Ecuación [21] Contenido de licuables en el gas 14
Ecuación [22] Correción por impurezas presentes en el gas 24
Ecuación [23] Relación por etapas 27
Ecuación [24] Presión de descarga primera etapa 27
Ecuación [25] Presion de descarga segunda etapa 27
Ecuación [26] Potencia requerida del motor 28
Ecuación [27] Contenido total de uimpurezas 29
Ecuación [28] Cantidad de desecante 29
Ecuación [29] Caudal en condicones de operación 30
xii
Ecuación [30] Velocidad máxma de la gas en el lecho 31
Ecuación [31] Diámetro mínimo del lecho 32
Ecuación [32] Velocidad de ajuste 32
Ecuación [33] Longitud de la zona de transferencia de masa 32
Ecuación [34] Longitude de la zona saturada 33
Ecuación [35] Longitud del lecho total 33
Ecuación [36] Correción de la cantidad de desecante 34
Ecuación [37] Volumen del solido a ocupar 34
Ecuación [38] Volumen del vessel 34
Ecuación [39] Pseudo tiempo d econtacto 35
Ecuación [40] Calor para desorber el agua 35
Ecuación [41] Calor paracalentar el lecho 36
Ecuación [42] Espesor de la lámina de acero 36
Ecuación [43] Cantidad de libras de acero a ocupar 37
Ecuación [44] Calor necesario para calentar el acero 37
Ecuación [45] Calor que se pierde en la atmosfera 38
Ecuación [46] Calor total de regeneración del gas 38
Ecuación [47] Tiempo de calentamiento 39
Ecuación [48] Temperatura caliente 39
Ecuación [49] Calor especifico del caudal de regeneración 39
Ecuación [50] Cantidad de gas regeneración a ocupar 40
Ecuación [51] Caudal de regeneració del gas 41
Ecuación [52] Caudal de regeneracion en condiciones de operación 41
Ecuación [53] Gravedad especifica del crudo 42
Ecuación [54] Densidad del crudo 43
Ecuación [55] Masa del crudo 43
Ecuación [56] Calor especifico del crudo 43
Ecuación [57] Calor necesario paracalentar el crudo 44
xiii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÀGINA
Anexo # 1 70
Anexo # 2 71
xiv
RESUMEN
El presente trabajo tiene como objetivo la caracterización físico-química del
gas asociado al petróleo que se consigue del campo Villano Alfa de la
amazonia ecuatoriana, para definir procesos de tratamiento que permitan
usarlo como medio energético en los diferentes equipos de las facilidades de
superficie de dicho campo. Se averigua la producción diaria de gas asociado
al petróleo del campo Villano Alfa, así como su caracterización físico-química
para proporcionarle el tratamiento más adecuado, esto con el fin de
purificarlo. Con los análisis del campo y los resultados obtenidos se compara
con la norma técnica ecuatoriana NTE INEN 2 489:2009 GAS NATURAL
REQUISITOS donde se determina que es un gas amargo y es necesario que
sea hidratado. Se analiza las ventajas y desventajas que brindan cada
proceso de endulzamiento y deshidratación, se concluye que el método más
adecuado es con tamices moleculares. El gas purificado puede ser utilizado
como energético en los intercambiadores de calor del free wáter knock out
(FWKO) en las facilidades de superficie del campo Villano Alfa. Se calculó el
poder calórico real del gas en condiciones de operación para ser utilizado
como energético este valor de 39287BTU
PCO y con esta condición se realiza el
balance energético que determina la cantidad de crudo a deshidratar que
puede ser calentado en el FWKO desde 170ºF a 190ºF.
Palabras claves: Gas asociado, Villano alfa, Energético, Facilidades de
superficie.
xv
ABSTRACT
This paper aims at the physico-chemical associated gas that gets the field
Villano Alfa Ecuadorian Amazon characterization to define treatment
processes that allow use as an energy medium in the different equipment
surface facilities of the countryside. It is determined the daily production of
associated gas field Villano Alfa and its physicochemical characterization to
provide the most appropriate treatment, this in order to purify. With field
analysis and the results obtained compared with the Ecuadorian technical
standard NTE INEN 2 489: 2009 NATURAL GAS REQUIREMENTS which is
determined to be a bitter gas and need to be hydrated. The advantages and
disadvantages offered by each sweetening and dehydration process are
analyzed, it is concluded that the most appropriate method is molecular
sieves. The purified gas can be used as energy in the heat exchangers of free
water knock out (FWKO) in surface facilities Alfa Villano field. The actual
calorific value of gas was calculated operating conditions to be used as
energy this value of 39 287 “BTU" /"PCO" , and with this condition the energy
balance determines the amount of oil to be dewatered is done. It can be
heated in FWKO from 170F to 190 ° F.
Keywords: Associated gas, Villano Alfa, energetic, Surface facilities.
1. INTRODUCCIÓN
1
1. INTRODUCCIÓN
Habitualmente encontramos petróleo y gas natural al momento de perforar un
pozo por lo que genera un difícil problema si no se sabe cómo manejar este
gas ya que el objetivo primordial de la industria petrolera es poder obtener el
mayor volumen de crudo, refinarlo y comercializarlo.
Siendo el principal problema el bajo aprovechamiento del gas, en las
facilidades de producción por parte de las operadoras petroleras, se lo utiliza
sin tratamiento en equipos de combustión o se lo quema en mecheros o teas,
provocando graves impactos ambientales.
Según un informe de General Electric, se producen 400 millones de toneladas
de CO₂ anualmente en todo el mundo sólo por la quema de excedentes de
gas en los yacimientos. Lo cual equivale a las emisiones de 77 millones de
vehículos, con esto agrava la situación ambiental sin tomar en cuenta que se
lo puede optimizar para diversos procesos útiles como es la generación de
energía eléctrica, compresión o para el uso interno en los campos como
energético en las facilidades de superficie, por ejemplo como combustible
para los calderos, es por ello que en el presente trabajo se busca una manera
de aprovechar el gas asociado del campo Villano Alfa del bloque 10 de AGIP
Oíl Ecuador B.V.
El control ambiental está tomando una creciente atención alrededor del
mundo, en todas las empresas, y porque no decirlo en nuestras industrias
petroleras así es como toma cada día mayor preocupación a nivel gerencial y
en el personal que labora en estas actividades, para esto las empresas, están
destinando un presupuesto para desarrollar un proyecto que conlleve a la
protección del medio, por ello cada proceso que se efectúe en la industria
hidrocarburífera debe garantizar y contribuir a la reducción del efecto
invernadero tal como lo dice las siguientes leyes de hidrocarburos emitida
como ley nacional en Julio de 2010:
2
“Art. 62.- Manejo del gas natural asociado no utilizado. - El remanente de gas
natural o asociados que técnica y económicamente no pueda ser utilizado,
deberá ser reinyectado al reservorio. Las contratistas tendrán la obligación de
utilizar el gas natural o asociados que encontraren, en el abastecimiento de
sus necesidades de producción y transporte. En casos excepcionales y por un
corto período, podría ser quemado previa la autorización de la Agencia de
Regulación y Control de Hidrocarburos.” (ARCH, 2010)
Objetivo general:
Evaluar el caudal y la características físico-químicas del gas asociado al
petróleo producido en las facilidades de superficie del Campo Villano Alfa del
bloque 10 de AGIP Oíl Ecuador B.V, para utilizarlo como energético.
Objetivos específicos:
Analizar las características físico-químicas del gas asociado al petróleo
producido en las facilidades del Campo Villano Alfa del bloque 10 de
AGIP Oíl Ecuador B.V.
Determinar el tipo de tratamiento de deshidratación o endulzamiento,
para que el gas asociado al petróleo pueda utilizarse como energético.
Analizar las ventajas de la utilización del gas asociado al petróleo en
estas facilidades.
2. MARCO TEÓRICO
3
METANO ETANO PROPANO
I-BUTANO n-BUTANO i-PENTANO
n-PENTANO EXANO HEPTANO
NITRÓGENO OXÍGENO DIOXIDO DE CARBONO
ACIDO SULFIHIDRICO HELIO
2. MARCO TEÓRICO
2.1. COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL
En la siguiente figura se presenta los principales componentes del gas
natural.
Figura 1. Principales Componentes del Gas Natural
(Pino F. , Curso Gasotecnia, 2010)
2.2. TIPOS
El gas natural posee una clasificación en función de su origen, su composición
y su almacenamiento, por lo tanto, quedan:
2.2.1. POR SU ORIGEN
Se clasifica el gas natural en tres tipos con respecto a su origen y son
2.2.1.1. Gas Asociado
Es aquel gas que se halla en contacto o disuelto en el aceite del yacimiento A
su vez, puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución
(disuelto).
2.2.1.2. Gas no asociado
Es aquel gas que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite
crudo, a las condiciones de presión y temperatura originales.
4
2.2.1.3. Gas de condensación retrograda
Es aquel gas intermedio que se lo puede hallar en un yacimiento, donde al
principio se lo tiene como gas y conforme sale a la superficie se va licuando
al momento que sus condiciones de presión van cambiando.
2.2.2. POR SU COMPOSICIÓN
Se clasifica el gas natural en 2 tipos con respecto a su composición y son:
2.2.2.1. Gas Húmedo
Es aquella mezcla de hidrocarburos que da como resultado mediante el
proceso del gas natural en el cual se eliminan las impurezas, obteniendo un
contenido de componentes más pesados que el metano.
2.2.2.2. Gas seco
A diferencia de los anteriores, el gas seco, está compuesto en esencia por
metano (94–99%) por lo tanto posee cantidades insuficientes de productos
licuables. Para fines prácticos, los términos gas natural y gas seco son
utilizados indistintamente.
2.2.3. POR SU ALMACENAMIENTO O PROCESAMIENTO
Depende del estado físico como se encuentre el gas natural y se clasifica
en:
2.2.3.1. Gas natural comprimido
Es un gas seco que se almacena a muy altas presiones en estado
gaseoso.
2.2.3.2. Gas natural licuado
Aquel gas natural que se compone predominantemente de metano (CH4),
el cual para facilitar su almacenamiento y transporte se lo licua por
5
compresión y enfriamiento a este proceso se lo llama criogenización en el
que consiste en disminuir su temperatura hasta -161 grados Celsius para
así reducir su volumen en una relación 600 a 1.
2.3. REQUISITOS DEL GAS NATURAL
El Gas natural debe cumplir con los requisitos establecidos, como se
muestra a continuación:
Tabla 1.Requisitos del gas natural según la NTE INEN 2 489:2009 GAS NATURAL
REQUISITOS
(NORMALIZACIÓN, 2009)
REQUISITOS UNIDAD Mínimo Máximo Métodos de
Ensayo
Poder calorífico superior MJ/m3 35,42 43,12 ASTM D 1945
ASTM D 3588
ISO 6976
Indice de wobbe MJ/m3 45,8 50,6 ASTM D 3588
ISO 6976
Sulfuro de hidrogeno (H2S)* mg/m3 -- 6,1 ASTM D 4084
Azufre total (S)** mg/m3 -- 15,0 ASTM D 5504
ASTM D 6228
φOxígeno *** % -- 0,2 ASTM D 4530
Inertes
φNitrógeno (N2)
φDióxido de carbono (CO2)****
φTotal de inertes
%
%
%
--
--
--
5,0
3,0
5,0
ASTM D 1945
Humedad (H2O)***** mg/m3 -- 65 ASTM D 1142
IS0 6327
Contenido de licuables a partir del
propano (C3+)******
O bien temperatura de rocío de
hidrocarburos de 1 a 8 000 kPa
l/m3
K (°C)
--
--
0,045
271,15(-2)
ASTM D 1945
ISO 6975
ASTM D 1142
ASTM D 1945
ISO 6975
Metanos % 80
6
2.4. LEY DE LOS GASES REALES E IDEALES
2.4.1. GASES IDEALES
Se define como gas ideal cuando todas las moléculas del fluido están en
estado gaseoso esto se consigue a temperaturas altas y bajas presiones.
PV=nRT [1]
2.4.2. PARA GASES REALES
Son aquellos en los que parte de las moléculas del fluido están condensadas
y esto se consigue a altas presiones
PV=znRT [2]
Dónde:
P: Presión Absoluta, lpca.
V: Volumen del gas, PC.
n: Número de moles del gas,(lbmol; gmol; kgmol)
2.5. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (Z)
“El factor de desviación del gas se define como la razón del volumen
realmente ocupado por un gas a determinadas presión y temperatura al
volumen que ocuparía si fuese perfecto”
z=Vr
Vi=
Volumen real de n moles de gas a Ty P
Volumen ideal de n moles a las misma T y P [3]
2.5.1. CORRECCIÓN POR IMPUREZAS DEL FACTOR Z
Frecuentemente los gases naturales poseen materiales diferentes a los
hidrocarburos, como N2, CO2, H2S. La presencia de estas impurezas afecta
7
directamente al valor de Z, para esto se utiliza la correlación de Wichert y
Azisus.
ε=120[A0,9-A
1,6]-15[B0.5-B
4] [4]
Dónde:
ε: Factor de Corrección.
A: Fracción molar del ácido sulfhídrico (H2S).
B: Fracción molar del dióxido de carbono (CO2).
Tsc'
=Tsc- ϵ [5]
Dónde:
Tsc: Temperatura Pseudocritica, R.
ε: Factor de Corrección.
Psc'
=Psc-T
'sc
Tsc+ϵ[B-B2]
[6]
Dónde:
P’sc: Presión Pseudocritica corregida por impurezas, lpca.
Psc: Presión Pseudocritica, lpca.
Tsc: Presión Pseudocritica, lpca.
T’sc: Presión Pseudocritica corregida por impurezas, lpca.
ε: Factor de Corrección, ⁰F.
B: Fracción molar del dióxido de carbono (CO2).
Ajustar las condiciones Pseudoreducidas con las condiciones Pseudocritica
ya corregidas por impurezas.
Para lograr leer el factor de compresibilidad se hace uso de la gráfica de
Standig Katz como se menciona a continuación en la cual se ubica la presión
reducida calculada en la parte de arriba de la gráfica y luego con la
temperatura reducida ya calculada se ubica en la línea que más se acerque
8
al cálculo y en la intersección entre la presión y temperatura se transpone a
mano izquierda del grafico para leer el factor de compresibilidad Z.
Figura 2. Factores de compresibilidad de gases naturales
(ingenieria aplicada de yacimientos, 1968)
9
2.6. CONDICIONES NORMALES
2.6.1 PARA LABORATORIO
Temperatura: 0℃ (-273 K). y Presión: 1 atm (14,7 lpca). Estas condiciones
de laboratorio se aplican en investigación.
2.6.2. PARA INDUSTRIAS DE LOS HIDROCARBUROS
Temperatura: 15,5°C (60 °F; 520 R) y Presión: 1 atm (14,7 lpca).
En el presente trabajo se aplican las condiciones estándar industriales.
2.7. TEMPERATURA Y PRESIÓN CRÍTICA
Son las condiciones a las cuales se licua la totalidad de un gas.
2.8. PROPIEDADES PVT DEL GAS
Las condiciones críticas (PVT) se miden para gases puros para mezclas
gaseosas, como es el caso del gas que es una mezcla de hidrocarburos y no
hidrocarburos.
2.8.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS
Se define como la razón de la densidad del gas a la densidad del aire, ambas
medidas a las condiciones de presión y temperatura.
γg=M
28,97 [7]
Dónde:
M: Peso molecular, 𝑙𝑏
𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙.
10
28,97: Peso molecular del aire,𝑙𝑏
𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙.
2.8.2. DENSIDAD DEL GAS
2.8.2.1. Para gases ideales
ρg=
M×P
R×T [8]
2.8.2.2. Para gases a cualquier temperatura y presión
ρg=
M×P
Z×R×T [9]
Dónde:
ρg: Densidad del gas, (lb
ft3 ;
gr
cm3).
P: Presión, lpca.
M: Peso molecular, (lb
lbmol;
gr
grmol;
kg
kgmol).
R: Constante universal de los gases.
T: Temperatura, R.
Z: Factor de desviación.
2.8.3. VISCOCIDAD DEL GAS
La viscosidad del gas natural es la expresión de su resistencia al flujo y tiene
aplicaciones importantes en la producción, procesos de acondicionamiento y
mercadeo.
2.8.3.1. Correlación de Lee, González y Eakin para calcular la
viscosidad del gas
μg=K×eX×[ρg]y [10]
Dónde:
11
K=10
-4×[9,+0,02MW]×T
1,5
209+19MW+T [11]
X=3,5+986
T+0,01MW [12]
Y=2,4-0,2X [13]
Dónde:
µg: viscosidad del gas, cP.
ρg: densidad del gas, g
cm3.
T: temperatura, ⁰F.
MW: peso molecular del gas, g
gmol.
2.8.4. FACTOR VOLUMÉTRICO
Es un factor que relaciona el número de barriles de gas que se necesitan en
el yacimiento para producir un pie cúbico de gas a condiciones normales
(PCN).
βg =
0,02829×T×Z
P [14]
Dónde:
βg: Factor volumétrico del gas, en
𝑷𝑪𝑵
𝑷𝑪𝒀.
0,02829: constante.
T: temperatura de formación, ⁰F.
Z: Factor de desviación.
P: Presión del yacimiento, lpc.
2.8.5. FACTOR DE EXPANSIÓN DEL GAS
Nos permite conocer cuántos pies cúbicos de gas a condiciones estándar
obtendremos por cada pie cúbico de gas en el yacimiento, para lograr que el Eg
quede en unidades de PCN
PCY multiplicar por 198,8 en vez de 35,37(
PCN
PCY) .
12
Eg=1
βg
=35,37P
Z×T [15]
Dónde:
Eg: Factor de expansión del gas, (PCN
PCY).
βg: Factor volumétrico del gas, (PCN
PCY).
35,37: constante.
T: temperatura de formación, ⁰F.
Z: Factor de desviación.
P: Presión del yacimiento, en psi.
2.8.6. GRADIENTE DE PRESIÓN DE GAS
El gradiente de presión se define como la variación de la presión en función
de la profundidad del pozo.
Gp=0,01875*γg*PT
TT*Z [16]
Dónde:
Ɣg: gravedad específica del gas.
PT: presión de operación, lpc.
Z: factor de compresibilidad en el yacimiento
TT: temperatura en el yacimiento, ⁰F
2.8.7. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS
Es el cambio de volumen que presenta un gas al sufrir un cambio de Presión
y temperatura constantes.
Cg=1,62
Pcr [17]
Cg =Cr
Pcr [18]
13
Dónde:
Cg: Compresibilidad del gas, lpc-1.
Cr: Compresibilidad reducida, adimensional.
Pcr: Presión crítica, lpc.
Tr: Temperatura reducida, adimensional.
2.8.8. CALOR ESPECÍFICO DEL GAS
Se define como la cantidad de calor necesaria para elevar la temperatura de
una unidad de masa de una substancia en un grado.
2.8.8.1. Poder calorífico
Cantidad de calor producida por la combustión completa de una substancia
combustible.
Valor Calorífico =[Aumento de la temperatura del agua x peso del gas]
Volumen del gas consumido y corregido [19]
2.8.8.1.1. Poder calorífico bruto
El término bruto significa que el vapor de agua producido durante la
combustión ha sido condensado a líquido, liberando así su calor latente.
2.8.8.1.2. Poder calorífico Neta
Por otro lado, “neta” significa que el agua se mantiene como vapor. La
convención utilizada es “seco” y “bruto”.
2.8.9. ÍNDICE DE WOBBE
Es un parámetro que nos indica la relación en porcentaje del gas libre de
petróleo y aire que debe tener la mezcla de estos dos elementos para poder
proporcionar las mismas características del gas natural.
14
IW = PC√1
GE [20]
Dónde:
IW: Índice de Wobbe, 𝐵𝑇𝑈
𝑃𝐶
PC: Poder calórico, 𝐵𝑇𝑈
𝑃𝐶
GE: Gravedad Especifica
2.8.10. CONTENIDO DE LICUABLES EN UNA MEZCLA DE GAS
NATURAL. (GPM)
Se define como los galones de líquido del compuesto i presentes por cada
1000 PCN de mezcla.
GPM = ∑ [1000∗ρi∗yi
379,6]n
i = 3 [21]
Dónde:
GPM: galones de C3
+ por cada mil pies cúbicos de gas a condiciones
estándar.
Yi: fracción molar
ρi: densidad molar, 𝑔
𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙
2.9. CARACTERIZACIÓN DEL GAS
Un gas se caracteriza únicamente por medio de una cromatografía:
2.9.1. CROMATOGRAFÍA DE GASES
De acuerdo a esta técnica la muestra se vaporiza y se distribuye entre las dos
fases utilizadas para generar la separación de la fase móvil o gas de arrastre,
que transporta la muestra y la fase estacionaria que retiene selectivamente
las moléculas de los componentes que se separan. Esta fase es un sólido
granular, mojado por un líquido, responsable de la separación empacado
15
dentro de un tubo denominado columna, el gas de arrastre debe ser inerte,
para evitar reacciones con el empaque de la columna o con la muestra los
gases más comúnmente utilizados son helio nitrógeno e hidrogeno.
Figura 3. Ilustración de una cromatografía gaseosa ( (Pino F. , Curso Gasotecnia Unidad I, 2010)
2.9.2. CLASIFICACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA
En columna
Fraccionamiento a baja temperatura
Espectrómetro de masa
Espectrómetro de masa
Espectrómetro de absorción infrarroja
De gases
En capa fina
En papel
Líquidos de alta eficiencia
2.10. CAUDAL DEL GAS
El caudal del gas se determina mediante dos tipos de medidores volumétricos,
diferenciales y depende de la presión, así como la temperatura a la que se
encuentra el gas.
16
2.11. PURIFICACIÓN DE GASES
2.11.1. PROCESO DE ENDULZAMIENTO O DESACIDIFICACIÓN DE
GASES
Existen 3 grandes grupos:
2.11.1.1. Por Adsorción
Es la retención de una especie química en los sitios activos de la superficie
de un sólido, quedando delimitado el fenómeno a la superficie que separa las
fases o superficies interfaciales. La retención superficial se da de dos maneras
física proceso reversible y química proceso irreversible.
2.11.1.1.1. Tamices Moleculares por adsorción
Los tamices moleculares son una forma diferente de endulzar y deshidratar el
gas, se basan en el proceso de adsorción utilizando sólidos micro-porosos los
cuales debido a sus pequeños diámetros atrapan a los compuestos sin
producir ninguna reacción química.
Existen algunos adsorbentes micro-porosos como son zeolitas, carbones
activados, alúminas, gel de sílice y adsorbentes poliméricos los cuales debido
a su variedad de textura porosa y propiedades superficiales permiten la
adsorción selectiva de los compuestos. El carbón activado sobresale de su
grupo de adsorbentes debido a alta resistencia a ataques químicos, este
posee la capacidad de adsorber.
2.11.1.1.2. Capacidades de adsorción de los tamices moleculares
Las partículas de tamaño de poro 3 Å adsorbe NH3, H2O, pero no C2H6,
presenta una excelente eficiencia para secar líquidos polares.
Las partículas de tamaño de poro 4 Å adsorben H2O, CO2, SO2, H2S, C2H4,
C3H6, pero no adsorbe C3H6 e hidrocarburos superiores. Presenta una
17
excelente eficiencia para secar líquidos polares y no polares. En el presente
trabajo se aplican este tamaño de poro.
Las partículas de tamaño de poro 5 Å adsorbe hidrocarburos normales
(lineales) hasta n – C4H10, alcoholes hasta C4H9OH, mercaptanos hasta
C4H9SH, pero no adsorbe isocompuestos o anillos mayores que C4+.
2.11.1.2. Por Absorción
Es la retención de una especie química por parte de una masa y depende de
la tendencia que tenga la masa a formar mezcla o reaccionar químicamente
con la misma.
2.11.1.2.1. Tipos de procesos por Absorción con aminas
Monoetalmina: Se utiliza cuando hay bajo contacto de presiones y/o
especificaciones estrictas de gases ácidos. Eliminar H2S y CO2 de corriente
de gas.
Dietanolamina: Este proceso emplea una solución acuosa de DEA. No trata
especificaciones de tubería, sino de la cantidad del gas.
Trietanolamina: Es un tercio de la amina y ha expuesto selectividad para H2S
que para más de CO2 en bajas presiones. Fue la primera amina utilizada para
endulzar el gas.
2.11.1.3. Reacción química
Las reacciones de endulzamiento con aminas son:
RNH2 + H2S = RNH4S + Calor
2RNH2 + CO2 = RNCO2 + RNH3 + Calor
RNH2 + H2O + CO2 = RNH3HCO3 + Calor
18
2.12. DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL
Cuando se obtiene gas natural este lleva un porcentaje de agua en forma de
líquido y vapor es necesario deshidratarlo ya que se lo puede definir como una
impureza del gas, puesto que, al utilizar el gas junto con el agua, las máquinas
podrían dañarse debido a la corrosión o la formación de hidratos los cuales
pueden solidificarse, taponar o hasta romper tuberías, válvulas, es decir todo
tipo de accesorios del proceso y además la presencia de agua no aporta
ningún poder calórico.
Debido a estos posibles problemas la mejor solución es prevenir, para ello
es necesario la deshidratación del gas antes de poderlo utilizar en plantas de
proceso. Para esto se puede trabajar con el punto de rocío el cual nos
indicará a que temperatura el vapor comenzará a condensarse. Existen
procesos por absorción y adsorción de igual forma que en el proceso de
endulzamiento.
3. METODOLOGÍA
19
3. METODOLOGÍA
La metodología al aplicar en este presente trabajo será la siguiente:
- Ubicar el campo petrolero donde se desarrollará el estudio.
- Describir el proceso de tratamiento de fluidos que llegan de los pozos
petroleros al CPF (Facilidades de superficie de AGIP OIL) donde se
separa y tratan el agua, el gas de formación y el petróleo.
- Determinar las características físico químicas del gas asociado y así
definir el tratamiento que debe aplicarse para que se cumplan con la
normativa que le permita ser utilizado como energético o monetizarlo
como energía eléctrica.
- Definir el tratamiento para endulzar y deshidratar el caudal de gas
encontrado.
3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO VILLANO
ALFA BLOQUE 10
El Campo Villano está ubicado en la cuenca amazónica, aproximadamente a
8 km de la ciudad del Puyo en el bloque 10 de la provincia de Pastaza. El
bloque 10 se asienta en el lado norte de una estribación que separa la cuenca
del río villano al sur con el rio Llìquino al norte.
El Bloque 10 está bastante apartado y las poblaciones más cercanas se
encuentran disemidas a lo largo del Río Villano. El campo Villano está
localizado en la parte noroeste del Bloque 10, aproximadamente a 35 km al
este-sureste del C.P.F y a 60 km al este-noreste del Puyo. (ver Figura 4)
20
Figura 4. Mapa de Ubicación del campo Villano Alfa, Bloque 10
(AGIP Oil B.V ECUADOR)
3.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ACTUAL DE LA
ESTACIÓN DEL CAMPO VILLANO ALFA
El objetivo principal que desempeñan estas facilidades de producción, es el
de poder tratar los fluidos que vienen del campo villano alfa, ubicado en el
sector triunfo nuevo al noroccidente del bloque 10; el tratamiento que en estas
facilidades se realiza consiste en la deshidratación del crudo con el fin de
obtener un BS&W menor al 0,5% de volumen ; para luego este sea bombeado
hacia Sarayacu, y finalmente pueda ser entregado en el terminal de Baeza,
por medio de una línea secundaria de 137 km.
Otro objetivo que desempeñan estas facilidades, es controlar un gran volumen
de agua de producción, la cual es separada del crudo y del gas para ser
tratada hasta su disposición final (inyección y reinyección), para ello el CPF,
cuenta con el equipo para la inyección de este fluido hacia la formación
Tiyuyacu, el volumen de agua promedio que puede ser controlada por estas
instalaciones es de 80,000 BWPD.
21
Posee una planta de generación eléctrica, la cual dispone de una potencia
instalada de 26.6 MW suministrada por 5 grupos motor-generador de marca
WARSILAVASA, adicionalmente posee dos grupos de motor-generador
marca Caterpillar de 1.63 MW cada uno, que entran en funcionamiento
cuando una unidad Warsila está en mantenimiento o reparación.
En la Figura se puede observar el proceso que se realiza en las facilidades
del campo Villano Alfa:
3.3. UNIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CPF DEL CAMPO
VILLANO
Manifold
Equipos de separación free wáter knock out
Sistema de tanques de almacenamiento
Hidrociclones
Sistema de bombas centrifugas: bombas centrífugas y bombas de la
línea de flujo a/b/c/d
Bombas de transferencia a/b
Water injection pumps a/b/c/d
Deshidratador electrostático
Oil booster pumps a/b/c
Water booster pumps a/b/c/d
Unidad Sampler o toma muestras y
Sistema de inyección de químicos
3.4. RESULTADOS DE LA CROMATOGRAFÍA DE LA
MUESTRA DEL GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO
El resultado cromatografico de la composición del gas asociado al petróleo se
presenta en la Tabla 2 existe la presencia de impurezas tales como el agua,
dióxido de carbono y nitrógeno, por lo que deben ser removidas aplicando el
método más adecuado y así evitar daños a futuro,
22
Figura 5. Proceso actual en CPF, bloque 10. Campo Villano Alfa
(AGIP Oil B.V ECUADOR)
Fluido desde
Villano
Al Proceso
Recibidor del
Chancho
Mezclador
Intercambiador
de Placas
F.W.K.O
Intercambiadores
O / O
HT “A”
HT “E”
HT “D”
HT “C”
HT “B”
TK A
TK C
TK B
Bombas Booster
Intercambiadores W / O
Bombas de
2da etapa
Enfriador
de Gas
Separador de
Gas
Tea
Gas Combustible
Knout Drum
Ag
ua P
rod
ucid
a
Separador
de agua
Bombas de
Hidrociclones
Hidrociclones
Tk
Agua A
Bombas de
Condensado
Enfriador de Gas
BP
E-23
PROCESO ACTUAL EN CPF - BLOQUE 10
Gas
Gas
Gas libre
Gas
Gas
Gas
Gas
A los pozos
de ReinyecciónBombas de Inyección
de Agua
Tk
Agua B
Bombas de
1era etapa
BP
Gas
Knout Drum
Skid Compresores Gas
Flujo a
Baeza
Bombas Shippings
De gasificador
AGUA
GAS
CRUDO
LINEAS DE FLUJO
23
Tabla 2. Resultados de la composición cromatografico del campo Villano Alfa Bloque10
Fuente: (AGIP Oil B.V ECUADOR)
3.5. PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR LAS
PROPIEDADES PRESIÓN, VOLUMEN Y
TEMPERATURA DEL GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO
DEL CAMPO VILLANO ALFA.
Primeramente, se parte del cálculo del peso molecular de la mezcla gaseosa
el cual se multiplica el peso molecular por la fracción molar de cada
componente y se suma todos los pesos moleculares obteniendo de este modo
este parámetro, el mismo proceso se repite para la temperatura y presión
pseudocriticas, así como para el poder calórico y el GPM se calcula por la
ecuación Nº21.
Después se calculamos las propiedades restantes, la gravedad especifica
mediante la ecuación Nº7, luego la presión reducida se obtiene dividiendo la
presión operación sobre la presión Pseudocritica e igualmente para la
Temperatura (⁰F) Presión(PSI) Otras
78 48 ……………
temperatura (⁰C)
50
COMPONENTE %PESO %MOLES
Nitrogeno 7,25 6,71
METANO 37,04 59,97
DIOXIDO DE CARBONO 6,19 3,59
ETANO 10,06 8,69
PROPANO 9,24 5,44
AGUA 3,63 5,22
I-BUTANO 4,61 2,07
n-BUTANO 7,19 3,21
i-PENTANO 7,04 2,53
n-PENTANO 3,73 1,34
i-EXANO 4,1 1,24
RESULTADOS
(Composición)
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRA
RESULTADOS OBTENIDOS
CONDICIONES DE TRABAJO
PARAMETROS DE LA
MUESTRA
Norma empleada
ASTM D1945-96
24
temperatura reducida, la densidad de esta nueva mezcla gaseosa se obtiene
con la ecuación Nº9, su viscosidad se obtiene mediante las ecuaciones Nº10,
11, 12 y 13, el Índice de Wobbe con la ecuación Nº 20 y su factor volumétrico
con la ecuación Nº14, para al final calcular el poder calórico neto en
condiciones de operación este parámetro se obtiene diviendo el poder calórico
en condiciones normales sobre el factor volumétrico.
3.6. CORRECCIÓN POR CONTENIDO DE IMPUREZAS
Si el gas contiene dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno es necesario
realizar corrección por efectos de la acidez.
Las Figuras 6, 7 y 8 aparecen, tanto en el Data Book de la GPSA, como en
los libros de Campbell clasificados como “Contenido de agua en el dióxido de
carbono” y fueron elaboradas a partir de los datos para sistemas binarios
agua/dióxido de carbono, de Sharma. El Data Book advierte que estas curvas
están hechas únicamente para ser utilizado en la ecuación 20, con la cual se
evalúa el aporte proporcional de los hidrocarburos parafinicos o gas dulce, el
agua contenida en el dióxido de carbono y absorbida por el sulfuro de
hidrogeno.
Para corregir el contenido de agua en el gas natural considerando las
fracciones de los componentes ácidos que estén presentes en el gas natural.
La ecuación 20 abajo anotada, se emplea únicamente cuando el contenido de
gas acido está por debajo del 40%.
W = YHCWHC+YCO2WCO2
+YH2SWH2S [22]
Dónde:
W: Contenido total de agua saturada en el gas natural, lbH2O
MMPCN.
YHC: Fracción molar fase hidrocarburo (sumar C1 + C2).
YCO2
: Fracción molar de CO2 en la mezcla gaseosa.
25
YH2𝑠: Fracción molar de H2S en la mezcla gaseosa.
WCO2
: Contenido de agua en el CO2, lbH2O
MMPCN .
WH2S
: Contenido de agua en el H2S, lbH2O
MMPCN .
WHC: Contenido de agua en la parte hidrocarburo,
lbH2O
MMPCN .
Figura 6. Contenido de agua en el hidrocarburo
(GPSA, 2010)
26
Figura 7. Eficiencia del contenido de agua del H2S en la mezcla del gas natural vs
temperatura a varias presiones (GPSA, 2010)
Figura 8. Eficiencia del contenido de agua del CO2 en la mezcla del gas natural vs temperatura a varias presiones
(GPSA, 2010)
3.7. PROCEDIMIENTO PARA ENCONTRAR LA POTENCIA
DEL MOTOR PARA UN COMPRESOR CENTRÍFUGO
Se calcula según el procedimiento dado en el manual de la GPSA:
27
3.7.1. CALCULO DE LA RAZÓN DE COMPRESIÓN POR ETAPA
La razón por compresión por cada etapa se refiere a la relación que existe
entre la presión descarga y la de succión, ya que la presión de succión se
refiere a la presión de entrada.
retapa=√PD
PS
n [23]
Dónde:
n: Número de etapas.
PD: Presión de descarga, lpc.
PS: Presión de succión, lpc.
retapa: Razón de compresión por etapa, adimensional.
Se usará un compresor de 2 etapas centrifugo a una presión de succión de
50 lpc y de descarga de 600 lpc.
Para encontrar la presión de descarga o de salida necesitamos calcular primero la
presión de descarga en la primera y después en la segunda etapa, de la siguiente
manera:
a. Primera etapa
Pdescarga = Psucción * retapa [24]
b. Segunda etapa
Pdescarga = Psucción * retapa [25]
28
3.7.2. CALCULO DE LA POTENCIA DEL MOTOR REQUERIDA
Una vez que se encuentra la relación por etapa se calcula la potencia real que
requiere el motor para poder mover el compresor, se lo calcula de la siguiente
manera:
BHP=22×retapa×n×Qg×F [26]
Dónde:
BHP: Potencia del motor para mover el compresor, BHP.
retapa: Razón de compresión por etapa, adimensional.
n: Numero de etapas, adimensional.
Qg: Capacidad referente del compresor a 14,4 lpca y a la temperatura
asignada, MMCFD.
F:1 cuando solo es una etapa; 1,08 cuando son dos etapas; 1,10 cuando son
de 3 etapas.
3.8. PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DEL TAMIZ
MOLECULAR
Para este procedimiento se considera la mezcla gaseosa de metano más
etano más impurezas presentes. El diseño básico de un sistema de
deshidratación con desecantes secos involucra los siguientes cálculos:
3.8.1. CALCULO DEL DIMENSIONAMIENTO Y CÁLCULO DE LA
CANTIDAD DE ADBORSENTE PARA EL LECHO
3.8.1.1. Calculo de la cantidad total de CO2, N2, y H2O a remover
En esta ecuación se debe primero encontrar la cantidad de impurezas iniciales y
restarle menos 2,9 libras de agua por cada metro cubico contenido en la
29
mezcla gaseosa y el número de ciclos fue de 4 ciclos por cada 6 horas,
también dependerá de las consideraciones del diseñador.
Wr= qgas
[(W)entrada-(W)salida]
Nºde ciclos
[27]
Dónde:
Wr: Cantidad total de impurezas a remover, lb
ciclo.
Qg: Caudal de gas, MMPCOD. W: Impurezas de entrada en lb. W: Impurezas de salida en lb.
3.8.1.2. Calculo de la cantidad de desecante
Para propósitos de diseño, a menudo se utilizan solidos cuya capacidad de
adsorción es fundamental cuando se trabaja con un gas a alta presión, como
se presenta en la tabla 3, como desecante se usó la Sílica de gel.
Tabla 3. Capacidad de adsorción de diferentes desecantes solidos
(Martinez, 1995)
SS=Wr
Wdesecante100
[28]
Dónde:
Wr: Cantidad total de impurezas a remover, lb
ciclo.
WDESECANTE: Porcentaje en peso del desecante en función de su densidad, %. 100: Constante, %.
30
Ss: Cantidad de desecante, lb.
3.8.1.3. Calculo del caudal en condiciones de operación
Se debe conocer el caudal de gas en condiciones de operación mediante la
siguiente ecuación:
QCO =QCS∗PCS∗TCO∗ZCO
ZCS∗PCO∗TCS∗1440 [29]
Donde:
Qcs: caudal en condiciones estándar, PCND.
Pcs: presión en condiciones estándar, lpc.
Tcs: temperatura en condiciones estándar, R
Zcs: factor de compresibilidad en condiciones estándar.
Pco: presión en condiciones de operación, lpc.
Tco: temperatura en condiciones de operación, R.
Zco: factor de compresibilidad en condiciones de operación, adimensional.
Qco: caudal en condiciones de operación. PCO
min
1 día: 1440 minutos.
3.8.1.4. Calculo de la densidad de la mezcla gaseosa
Para la determinar de este parámetro se hace el uso de la ecuación N°8,
descrita en el marco teórico.
31
3.8.1.5. Calculo de la viscosidad de la mezcla gaseosa
Para determinar este parámetro del gas asociado al petróleo del campo villano
alfa se usó las ecuaciones 10, 11, 12 y 13 de la correlación de Lee, Gonzales
y Eakens, la viscosidad del gas por lo general está entre 0,012 cP a 0,015 cP.
3.8.1.6. Calculo de la velocidad máxima del gas en el lecho
La velocidad máxima que soporta un lecho se encuentra normalmente entre
30 a 45 pies
min.. Para las constantes B y C, se selección un tamiz de 1/8 pulgada
de Bead.
de la Tabla 4, como se presenta a continuación:
Tabla 4. Constantes B y C, según el tipo de partícula
(GPSA, 2010)
La velocidad máxima se calcula de la siguiente manera:
Vmax= [((
∆P
L)
C×P)
0,5
- ((
B
C)×(
μ
ρ)
2)] [30]
Dónde:
(∆P
L) = 0,33
psi
pie
µ = Viscosidad del gas en Cp. B y C = Especificaciones según el fabricante.
ρ = Densidad del gas en lb
PC
TIPO DE PART{ICULA B C
1/8" (3mm) bead 0,056 0,0000889
1/8" (3mm) extrudate 0,0722 0,000124
1/16"(1,5mm) bead 0,152 0,000136
1/16"(1,5mm) extrudate 0,238 0,00021
32
3.8.1.7. Calculo del diámetro Mínimo del lecho
Esta ecuación permite conocer el diámetro mínimo del lecho y con ello
también podemos seleccionar nuestro diámetro en este caso el diámetro
mínimo es de 1,63 pies y el diámetro de selección debe ser mayor al diámetro
mínimo por general el diámetro seleccionado es de 2,5 pies ya que es el más
comercial, evitando de esta manera desperdicios.
Dmin= [4×q
π×Vmax]0,5
[31]
Dónde:
Dmin = Diámetro mínimo del vessel en pies.
q= Caudal en PC
min.
Vmax= Velocidad máxima en pies
min.
3.8.1.8. Calculo del ajuste de la velocidad
Vajus=Vmax× [Dmin
Dselecc]2
[32]
Donde:
Vajus = Velocidad de ajuste en pies
min.
Dselecc = Diámetro de selección, pies.
3.8.1.9. Longitud de la zona de transferencia de masa
LMTZ= [Vajus
3s]0,3
×Z [33]
33
Donde:
LMTZ = longitud de la zona de transferencia de masa en pies.
Vajus = Velocidad de ajuste en pies
min.
Z =1,7 para 1/8” y 0,85 para 1/16” del tamaño de partícula escogida.
3.8.1.10. Longitud de la zona saturada
Ls=4×SS
π×D2 ×ρd
[34]
Dónde:
LS: longitud de la zona saturada en pies. SS: cantidad de solido adsorbente en libras. D: Diámetro del vessel en pies.
Ρd: Densidad del desecante en lb
PC, se escoge de la siguiente tabla el dato a
ocupar.
Tabla 5. Propiedades típicas de los tamices moleculares
(GPSA, 2010)
3.8.1.11. Longitud total del lecho
LT = LMTZ + LS [35]
34
Dónde:
LT: Longitud total del lecho, pies.
LMTZ: Longitud de la zona de transferencia de masa, pies.
LS: Longitud de la zona saturada, pies.
3.8.1.12. Corrección de la cantidad del desecante
Sst=
LT
Ls×Ss [36]
Dónde:
Sst: cantidad de desecante corregida en lbs.
LT: longitud total del lecho en pies.
LS: longitud de la zona saturada en pies.
SS: cantidad de desecante sin corregir en lbs.
Cuando se trata de dos lechos se multiplica por dos el valor obtenido del
desecante corregido y así sucesivamente si se trata de más lechos.
3.8.1.13. Volumen que ocupa el desecante
V=SST
ρd [37]
Dónde:
V = Volumen del desecante a ocupar en el lecho, PC.
SST = Cantidad de desecante corregida, lbs.
Ρd = Densidad de desecante seleccionado, lbs
PC.
3.8.1.14. Volumen del vessel
V = π ∗Dselecc
2
4∗ Lt [38]
35
Donde:
Dselecc: Diámetro seleccionado, pies. LT: Longitud total del lecho, pies. Luego de calcular ambos volúmenes tanto del vessel como el del sólido, se
procede hacer una diferencia entre Volumen del vessel menos el volumen
ocupado por el sólido obteniendo el volumen restante que se encuentra
disponible
3.8.1.15. Pseudo tiempo de contacto del gas con el deshidratante
Se requieren por lo menos varios segundos (mínimo de 20 segundos en
adelante) como tiempo de contacto, con el fin de permitir la tasa de adsorción
del agua en el desecante
Stc=Lt
Vmin [39]
Dónde:
Stc = Pseudo tiempo de contacto del gas en segundos.
Vmin= Velocidad mínima que por lo general o normal es de 30 pies
min.
LT = Longitud del lecho total, pies.
3.8.2. PROCEDIMIENTO PARA ENCONTRAR EL CALOR DE
REGENERACIÓN
3.8.2.1. Calculo del calor para desorber las impurezas
QW=Wr×1,1×Cp [40]
Dónde:
Qw: Calor para desorber las impurezas, BTU
H.
36
Wr: masa de las impurezas totales en, lb.
Cp: Calor sensible del agua a 600 lpc, es de 728,99 BTU
lb. El calor sensible del
agua se determina mediante las tablas de vapor.
3.8.2.2. Calculo del calor necesario para calentar el lecho
Qsi=msi*CO ∗ (Trg − TI) [41]
Dónde:
Qsi = Calor para calentar el lecho, BTU
H.
msi = masa del lecho en, lbs.
Cp: Calor especifico del lecho se usa 0,24 BTU
lb∗ ℉.
Trg: Temperatura de Regeneración, °F.
Ti: Temperatura inicial, °F.
3.8.2.3. Calculo del calor necesario para calentar el acero
3.8.2.3.1. Calculo del espesor de la lámina de acero
t =D×Pdiseño
2×S×F×E [42]
Dónde:
t: Espesor de la lámina de acero, pulgadas.
D: Diámetro seleccionado, pulgadas.
Pdiseño: Presión de diseño, multiplicar la presión a la que se encuentra el gas
por 1,1 en lpc.
S: Punto específico de resistencia mínima, psi. Esta variable se la encuentra
en las normas ASME especificación de resistencia para tuberías.
37
F: Factor de diseño, donde 0,72 cuando es para LVP y HVP, zona 1
F: Factor de diseño, donde 0,576 cuando es para LVP y HVP, zona 1
E: Factor de unión longitudinal donde: 1 para soldaduras eléctrica y soldadura
arco sumergida ó 0,60 para tubos soldados a tope
3.8.2.3.2. Calculo de las libras de acero necesarias
lbacero = 155 × [t + 0,125] × [LS + LMTZ + (0,75 × D + 3) × D] [43]
Dónde:
lbacero: Libras de acero a usar, lb.
t: Espesor de la lámina, pulgadas.
LMTZ: Longitud de la zona de transferencia de masa, pies.
D: Diámetro seleccionado, pies.
3.8.2.3.3. Calculo de la cantidad de calor para calentar el acero del
lecho
Qhi=mhi*CO ∗ (Trg − TI) [44]
Dónde:
Qhi: Calor para calentar el acero, BTU
H.
mhi: masa del acero en, lb.
Cp: Calor especifico del acero, 0,12 BTU
lb∗ ℉.
Trg: Temperatura de Regeneración, °F.
Ti: Temperatura inicial, °F.
38
3.8.2.4. Calculo del calor perdido a la atmosfera
QLH = 0,10 ∗ [QW + Qsi + Qst] [45]
Donde:
QW: calor para disolver el agua en BTU
H
Qsi: calor para calentar el material del lecho en BTU
H
Qst: calor para calentar el acero en BTU
H
Qlh: perdidas de calor a la atmósfera en BTU
H
3.8.2.5. Calculo del calor total de regeneración
Mediante esta ecuación podemos calcular el calor necesario que se requiere
para regenerar el lecho.
Qt = 2,5[QW + Qsi + Qst + Qlh] [46]
Donde:
Qt: calor total de regeneración del lecho en BTU
H
QW: calor para disolver el agua en BTU
H
Qsi: calor para calentar el material del lecho en BTU
H
Qst: calor para calentar el acero en BTU
H
Qlh: perdidas de calor a la atmósfera en BTU
H
39
3.8.3. PROCEDIMIENTO PARA ENCONTRAR EL CAUDAL DE
REGENERACIÓN
3.8.3.1. Calculo del tiempo de calentamiento
Se considera un buen tiempo de calentamiento entre el 60 al 75% del tiempo
de regeneración.
th=tr*tc
100 [47]
Dónde:
tr: tiempo de regeneración, H.
tc: tiempo de calentamiento, %.
th: tiempo que se demora en calentar, H.
100: constante, %.
3.8.3.2. Calculo de la temperatura Caliente
Thot=Trg+TE [48]
Dónde:
Thot: Temperatura caliente, °F.
Trg: Temperatura de regeneración, °F.
TE: debido a que la temperatura caliente es de 50°F, por encima de la
temperatura inicial, por lo tanto, se le suma 50°F
3.8.3.3. Calculo del calor especifico del gas de regeneración
Cp=Hhot-Hi
Thot-Ti [49]
Dónde:
40
Hhot = Temperatura de entalpia caliente, °F.
Hi= Temperatura de entalpia inicial, °F.
Thot = Temperatura Caliente, °F.
Ti = Temperatura inicial, °F.
Cp = Capacidad calorífica del gas de regeneración, BTU
lb∗℉
Para encontrar las entalpias del calor especifico se hace uso de la Figura 9,
donde se debe tener en cuenta el peso molecular de la mezcla con la que se
trabaja en este caso es de metano más etano más impurezas presentes en el
gas asociado al petróleo.
Figura 9. Calculo de las entalpias
(E24, 2010)
3.8.3.4. Calculo de la cantidad de gas de regeneración
Mrg=QT
[Cp(Thot-Th)×th] [50]
41
Donde:
Mrg = cantidad de gas de regeneración, lbs
H.
QT = calor total de regeneración necesario, BTU
H.
Cp= capacidad calorífica del gas de regeneración, BTU
lb∗℉
Thot= temperatura caliente, °F.
th = tiempo de que se demora en calentar, H.
3.8.3.5. Calculo del caudal de regeneración en condiciones
normales
Qrg = Mrg ∗1
MW∗ 379,43PC ∗ th [51]
Dónde:
Mrg = Cantidad de gas regeneración, lb
H
MW = Peso molecular de la mezcla gaseosa, lb
lbmol
th = tiempo, hrs.
Qrg = Caudal mínimo de regeneración de los lechos, PCN
3.8.3.6. Calculo del caudal de regeneración en condiciones de
operación
QCO =QCS∗PCS∗TCO∗ZCO
ZCS∗PCO∗TCS [52]
Donde:
Qcs: caudal en condiciones estándar, PCND
Pcs: presión en condiciones estándar, lpc.
42
Tcs: temperatura en condiciones estándar, R
Zcs: factor de compresibilidad en condiciones estándar, adimensional.
Pco: presión en condiciones de operación, lpc.
Tco: temperatura en condiciones de operación, R.
Zco: factor de compresibilidad en condiciones de operación, adimensional.
Qco: caudal en condiciones de operación. PCOD
3.9. PROCEDIMIENTO PARA ENCONTRAR EL CALOR
NECESARIO PARA CALENTAR EL CRUDO DE 170º A
190ºF
Sabiendo que el volumen es de 10 500 barriles de crudo que se producen
diariamente en el campo Villano Alfa con una gravedad API de 17. Calcular el
calor y caudal de gas que se necesita para calentar dicho crudo.
3.9.1. CALCULO DE LA GRAVEDAD ESPECIFICA DEL CRUDO
∂60℉ =141,5
131,5+API [53]
Dónde:
API: Grado en el que se encuentra el petróleo según el instituto americano
del petróleo, es de 17 la gravedad API del campo Villano Alfa.
∂60℉: Densidad del crudo a 60°F, adimensional.
43
3.9.2. CALCULO DE LA DENSIDAD DEL CRUDO
Se debe tener en cuenta que la densidad del agua es de 0,999 𝑔
𝑐𝑚3, y la
densidad se debe transformar de 𝑙𝑏
𝑃𝐶.
ρo = ∂60℉ × ρH2O [54]
Dónde:
𝜌𝑜: Densidad del crudo, lb
PC.
𝜌𝐻2𝑂: Densidad del agua, g
cm3.
∂60℉: Gravedad especifica del crudo, adimensional.
3.9.3. MASA DEL CRUDO
m = V×ρo [55]
Dónde:
M: Masa del crudo, lb
dia.
V: Volumen del crudo, barriles
dia.
𝜌𝑜: Densidad del crudo, lbs
PC.
3.9.4. CALOR ESPECIFICO DEL CRUDO
CO =0,388+0,00045T
do0,5 [56]
Dónde:
44
CO = Calor especifico del petróleo, BTU
lb ℉ .
T= Temperatura, °F.
do = Densidad relativa del petróleo, g
cm3.
3.9.5. CALCULO PARA OBTNER LA CANTIDAD DE CALOR
NECESARIO PARA CALENTAR EL CRUDO DEL CAMPO
VILLANO ALFA DE 170 ºF A 190 ºF; EN EL EQUIPO FWKO
Mediante esta ecuación podemos calcular el calor que se necesita para
calentar el crudo en el equipo respectivo.
Q = m×Co×∆T [57]
Dónde:
Q = Cantidad de calor necesaria para calentar el crudo en BTU
lb.
m = Masa del crudo enlb
dia.
Cp = Calor especifico del crudo en BTU
lb ℉.
∆T = Diferencia de temperaturas en °F.
4. ANÁLISIS Y RESULTADOS
45
4. ANÁLISIS Y RESULTADOS
4.1. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS
ASOCIADO AL PETROLEÓ QUE INGRESA AL
SCRUBBER
El gas que ingresa al scrubber se encuentra a las condiciones de 50 PSI y
120ºF, este equipo nos permite separar los hidrocarburos líquidos, pero sin
impurezas desde el C3+ en adelante, dejando el metano, etano más
impurezas.
Los resultados del análisis de las propiedades de la mezcla gaseosa se
realizaron en el software de Excel con ayuda de la cromatografía de la mezcla
gaseosa (Tabla 2).
En la Tabla 6, se presentan las propiedades y resultados de esta mezcla
gaseosa asociada al petróleo, donde debemos transformar el poder calórico
a 𝑀𝑗
𝑚3, el GPM se calcula por la ecuación Nº 21 luego se transforma a 𝑙
𝑚3 y se
comparan estos dos parámetros últimos con la Norma INEN 2 289.2009,
concluyendo que excede el valor permitido según la norma mencionada.
Las propiedades restantes se presentan en la Tabla 7, donde el índice de
Wobbe se calculó con la Nº20 Norma INEN 2 289.2009 y se concluye que
excede el valor.
4.2. ANÁLISIS DE LA POTENCIA DEL MOTOR PARA
MOVER UN COMPRESOR CENTRIFUGO DE DOS
ETAPAS DEL GAS QUE SALE DEL SCRUBBER.
Se seleccionó un compresor centrifugo por sus características ya que es un
equipo que puede trabajar a altas velocidades, lo cual es típico de estos
compresores por lo que hace posible comprimir volúmenes de gas natural
superiores a los 100 MPCND y el tamaño del equipo no requiere gran espacio
46
en la planta que se desee instalar. Opera durante periodos de más de 18 000
horas de trabajo sin requerir reparación mayor. Su eficiencia de compresión
varía entre el 70 y 80%.
Los resultados del análisis del requerimiento del motor para mover un
compresor centrifugo de dos etapas se realizaron en el software Excel 2016.
En la Tabla 8, se presentan los resultados al detalle sobre el requerimiento de
potencia del motor que es de 823,07 BHP, lo que significa que esa es la
potencia necesaria para mover el compresor centrifugo de dos etapas a las
condiciones deseadas de 600 lpc Y 120 ºF, por lo que se debería instalar un
motor de más o menos 850 BHP para un buen funcionamiento del compresor.
4.3. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS
ASOCIADO AL PETROLEÓ QUE SALE DEL
COMPRESOR CENTRIFUGO E INGRESA AL TAMIZ
MOLECULAR
La mezcla gaseosa que entra con impurezas (CO2, H20, N2), más metano y
etano al compresor centrifugo de dos etapas a 50 PSI y 120ºF con un caudal
de 5 MMPCND o 120050 PCOD y sale a las condiciones deseadas de 600PSI
y 120ºF e ingresa al tamiz molecular esta nueva mezcla gaseosa.
Los resultados del análisis de esta nueva composición gaseosa se calcularon
en el software Excel 2016 las cuales se presentan en la Tabla 9, donde
solamente se considera a los siguientes componentes: Metano, Etano,
Dióxido de Carbono, Nitrógeno y Agua, se debe tener en cuenta que se trata
de un nuevo porcentaje molar en base al anterior.
En la Tabla 11 se presentan las propiedades restantes de esta mezcla
gaseosa nueva a detalle donde el Índice de Wobbe y el poder calórico nuevo
de esta mezcla está no cumplen con los requisitos establecidos según la
norma INEN 2 489:2009 del gas natural.
47
Tabla 6. Propiedades de la mezcla gaseosa asociada al petróleo que ingresa al Scrubber del campo Villano Alfa
Componente gas % Molar Fraccion molar
Peso molecular componente
Peso molecular de
la mezcla Temper. Critica i. Tci °R
Presión crítica i. Pci, lpca
Temper. seudo critica
°R
Presión seudo critica
lpca
Poder calorico neto
Poder calorico neto de la
mezcla gaseosa
Densidad liquido
GPM
METANO 59,97 0,60 16,04 9,62 343,00 673,70 205,70 404,02 909,40 545,37 0,000 0
ETANO 8,69 0,09 30,07 2,61 549,60 707,80 47,76 61,51 1618,70 140,67 0,000 0
PROPANO 5,44 0,05 44,09 2,40 665,70 616,30 36,21 33,53 2315,00 125,94 10,43 1,4947
I-BUTANO 2,07 0,02 58,12 1,20 734,10 527,90 15,20 10,93 3000,00 62,10 12,38 0,6751
n-BUTANO 3,21 0,03 58,12 1,87 765,30 551,00 24,57 17,69 3011,00 96,65 11,93 1,0088
i-PENTANO 2,53 0,03 72,15 1,83 828,80 490,40 20,97 12,41 3699,00 93,58 13,85 0,9231
n-PENTANO 1,34 0,01 72,15 0,97 845,50 488,70 11,33 6,55 3707,00 49,67 13,72 0,4843
i-EXANO 1,24 0,01 86,18 1,07 911,46 439,50 11,30 5,45 4392,00 54,46 15,58 0,5089
AGUA 5,22 0,05 18,00 0,94 1165,14 3200,10 60,82 167,05 0,00 0 0,000 0
NITROGENO 6,71 0,07 14,01 0,94 227,00 492,00 15,23 33,01 0,00 0 0,000 0
DIOXIDO DE CARBONO 3,59 0,04 44,01 1,58 547,40 1069,50 19,65 38,40 0,00 0 0,000 0
RESULTADOS 100,01 1,00 25,02 469 791 1168 5,09
T
PC
T
PC
galo es
lbmol
48
Tabla 7. Propiedades restantes de la mezcla gaseosa asociada al petróleo que ingresa al Scrubber del campo Villano Alfa
P = 50 PSI T = 120 °F
MEZCLA GASEOSA
COMPLETA Unidades
Nº de ecuaciones
usadas
Figuras Usadas
Ɣg 0,86 Adimensional 7
Tr 1,24 Adimensional
Pr 0,1 Adimensional 2
z 0,99 Adimensional
ρg 0,2031 9
ρg 0,0033
µ 0,0109 CP 10,11,12,13
IW 1257 20
βg 0,3249 14
Poder Calorico Neto
3596,5037
PROPIEDADES RESTANTES DE LA MEZCLA GASEOSA
3
Tabla 8. Propiedades para calcular la potencia requerida del motor para mover un compresor centrifugo de dos etapas
PARAMETROSRESULTADOS
OBTENIDOSUNIDADES
Nº DE
ECUACIONES
USADAS
Presión de
succión 50 PSI
Presión de
descarga600 PSI
Numero de
etapas (n)2 adimensional
Relación por
etapas [r]3,4641 adimensional 23
Etapa Nº1 173,21 PSI 24
Etapa Nº2 600 PSI 25
f 1,08 adimensional
Caudal de gas
[Qg]5 MMPCND
Potencia del
motor requerida823,07 BHP 26
POTENCIA REQUERIDA PARA EL COMPRESOR
49
4.4. ANÁLISIS DE LA PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO
AL PETRÓLEO QUE SALEN DEL TAMIZ MOLECULAR
E INGRESAN AL EQUIPO DE FWKO PARA CALENTAR
EL CRUDO DE 170 A 190ºF.
La mezcla gaseosa que entra con impurezas (CO2, H20, N2), más metano y
etano al tamiz molecular a 600 PSI y 120ºF con un caudal de 5 MMPCND o
120050 PCOD y sale la nueva mezcla gaseosa donde tenemos únicamente
Metano y Etano este gas ingresa al FWKO para calentar el crudo desde 170ºF
a 190ºF por lo que se debe analizar minuciosamente estas nuevas
propiedades de la mezcla gaseosa a la salida del tamiz molecular.
Los resultados del análisis de esta nueva composición gaseosa se calcularon
en el software Excel 2016. Los resultados se pueden observar en la Tabla 10,
donde solamente se considera a los siguientes componentes: Metano y Etano,
en este caso se calculó su nuevo porcentaje molar en base al anterior dado
por la cromatografía del mismo.
En la Tabla 12 que se presentan las propiedades restantes de esta mezcla
gaseosa nueva a detalle donde el Índice de Wobbe y el poder calórico nuevo
de esta mezcla está cumplen con los requisitos establecidos según la norma
INEN 2 489:2009 del gas natural.
Por lo tanto al cumplir los requerimientos de la norma ya mencionada, se
puede utilizarlo para calentar el crudo de 170 a 190 grados Fahrenheit, pero
para que esto suceda se procede al porque se seleccionó el proceso de
deshidratación y endulzamiento de esta mezcla gaseosa por tamices
moleculares así como su respectivo dimensionamiento.
50
Tabla 9.Propiedades de la mezcla gaseosa asociado al petróleo que ingresan al tamiz molecular
Tabla 10. Propiedades de la mezcla gaseosa asociada al petróleo que salen e ingresan al FWKO para calentar el crudo de 170 a 190ºF
Componente gas % Molar%MOLAR
nuevofraccion molar
Peso molecular
componente
Peso molecular de
la mezcla Temper. Critica i. Tci °R
Presión crítica
i. Pci, lpca
Temper. Seudo critica
°R
Presión seudo critica
lpca
Poder calorico neto
Poder calorico neto
METANO 59,97 71,24 0,71 16,04 11,43 343,00 673,70 244,35 479,95 909,40 647,858375
ETANO 8,69 10,32 0,10 30,07 3,10 549,60 707,80 56,74 73,07 1618,70 167,100297
AGUA 5,22 6,20 0,06 18,00 1,12 1165,14 3200,10 72,25 198,44
Nitrogeno 6,71 7,97 0,08 14,01 1,12 227,00 492,00 18,09 39,22 0,00 0
DIOXIDO DE CARBONO 3,59 4,26 0,04 44,01 1,88 547,40 1069,50 23,34 45,61 0,00 0
T
PC
T
PC
componente
gas% Molar %MOLAR nuevo Fraccion molar
Peso molecular
componente
Peso molecular
de la mezcla
Temper. Critica
i. Tci °R
Presión crítica
i. Pci, lpca
Temper. Seudo
critica
°R
Presión seudo
critica
lpca
Poder calorico
neto
Poder calorico
neto
METANO 59,97 87,34 0,87 16,04 14,01 343 674 300 588 909 794
ETANO 8,69 12,66 0,13 30,07 3,81 550 708 70 90 1619 205
RESULTADOS 68,66 100,00 1,00 17,82 369 678 999
T
PC
T
PC
51
Tabla 11. Propiedades de la mezcla gaseosa del campo Villano Alfa que ingresa al tamiz molecular
P = 600 PSI T = 120 °F
MEZCLA GASEOSA
COMPLETA Unidades
Nº de ecuaciones
usadas
Figuras Usadas
Ɣg 0,64 Adimensional 7
Tr 1,4 Adimensional
Pr 0,7 Adimensional 2
z 0,91 Adimensional
ρg 1,9749 9
ρg 0,0316
µ 0,01263 CP 10,11,12,13
IW 1016 20
βg 0,02489 14
Poder Calorico Neto
32748
PROPIEDADES RESTANTES DE LA MEZCLA GASEOSA
3
Tabla 12. Propiedades de la mezcla gaseosa que ingresa al FWKO para calentar el crudo
de 170ºF a 190ºF
P = 600 PSI T = 120 °F
MEZCLA GASEOSA
COMPLETA Unidades
Nº de ecuaciones
usadas
Figuras Usadas
Ɣg 0,62 Adimensional 7
Tr 1,6 Adimensional
Pr 0,9 Adimensional 2
z 0,93 Adimensional
ρg 1,8469 9
ρg 0,0296
µ 0,01272 CP 10,11,12,13
IW 1274 20
βg 0,02543 14
Poder Calorico Neto
39287
PROPIEDADES RESTANTES DE LA MEZCLA GASEOSA
3
52
4.5. ANALISIS DEL CONTENIDO DE IMPUREZAS DE LA
MEZCLA GASEOSA ASOCIADA AL PETROLEO QUE
INGRESA AL TAMIZ MOLECULAR DEL CAMPO
VILLANO ALFA
4.5.1. ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE DIÓXIDO DE CARBONO
De acuerdo a la norma técnica ecuatoriana INEN 2 489:2009. GAS NATURAL
REQUISITOS, en la Tabla 13, se presenta la cantidad máxima permitida de
3% de CO2, según la mezcla del campo Villano Alfa que posee es de 4,26%
de CO2 (Tabla 9), el valor del dicho campo excede el límite máximo permitido
con un 1,26% por lo tanto este parámetro debe ser tratado, ya que si no es
tratado puede presentar las siguientes complicaciones:
Si el CO2 se combina con el agua, causara corrosión en las instalaciones,
debido a la formación de Trióxido de carbono de di-hidrogeno (H2CO3). El
CO2 al no tratarlo actúa como un gas inerte el cual llega producir una
reducción significativa en el poder calórico del gas y por lo tanto su
rendimiento disminuye como combustible.
4.5.2. ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE SULFURO DE HIDROGENO
Los requerimientos de la norma técnica ecuatoriana INEN 2 489:2009. GAS
NATURAL REQUISITOS, en la Tabla 13, nos indica a detalle que la cantidad
máxima permitida es de 6,1 𝑚𝑔
𝑚3 de H2S.
Pero la cromatografía (Tabla 2), del campo Villano Alfa no presenta sulfuro de
hidrogeno por lo que no hay que tratarlo, ya que no excede el valor según la
norma indicada anteriormente.
53
4.5.3. ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE AGUA
Con la saturación de agua ya calculada según el manual de la GPSA, ahora
comparamos con la norma INEN 20489: 2009, el contenido de agua es de
máximo 65 mg H2O
m3 gas natural y para comercialización este contenido debe ser
de 4lbH2O
MMPCN, por lo que debemos pasar a las unidades que exige la norma ya
mencionada.
Donde el contenido de agua se calcula obteniendo mediante la ecuación 22,
donde; la cantidad de agua en el hidrocarburo es de 150lbs
MMPCN (Figura 6), la
cantidad de agua en el dióxido de carbono es de 105lbs
MMPCN (Figura 8), la
cantidad de agua presente en el hidrocarburo se multiplica por la suma de los
hidrocarburos que entran al tamiz molecular metano más etano nos da como
resultado 0,71 de fracción molar y el dióxido de carbono es del 0,04 de fracción
molar (Tabla 9) y luego se procede a la transformación de las 125,7 lbs
MMPCN, a
mg H2O
m3de gas natural, para poder compararla con la Norma ya mencionada (Tabla 13)
el resultado es de 2 012mg H2O
m3de gas natural. Por lo que este es el contenido de agua
a condiciones normales. Es un resultado es muy alto frente a las
especificaciones por tanto se debe implementar un proceso de deshidratación
y endulzamiento de este gas natural.
4.5.4. ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE NITRÓGENO
Al observar el porcentaje de Nitrógeno (N2), se determina que excede el valor
límite permisible de la norma técnica ecuatoriana NTE INEN 2 489:2009.
GAS NATURAL REQUISITOS. El límite máximo es de 5% y el valor de la
mezcla de gas del campo Villano Alfa es de 7,97% (Tabla 9) por lo que excede
con un porcentaje de 2,97 (Tabla 13) entonces este parámetro deberá ser
tratado, para que no cause problemas a fututo por razones de seguridad.
54
Tabla 13. Resultados de análisis cromatografico del Campo Villano Alfa y comparativo con la Norma (NTE 2 489:2009)
PARÁMETROSGAS QUE INGRESA
AL SCRUBBER
GAS QUE INGRESA AL
TAMIZ
MOLECULAR
GAS QUE INGRESA AL
EQUIPO
FWKO
Norma INEN Requerimientos
UNIDADES
DIOXIDO DE CARBONO
3,59 4,26 --- 3 %
NITROGENO 6,71 7,97 --- 5 %
AGUA 57,02 2012 --- 65
SULFURO DE HIDROGENO
--- --- --- 6,1
IW 46,84 37,64 47,45 45,8 - 50,6
PODER CALORICO EN CONDICIONES
NORMALES43,52 30,37 37,22 35,42 - 43,12
GPM 6,93 --- --- 0,0045
VALORES DE CAMPO
3
3
3
3
3
(NORMALIZACIÓN, 2009)
4.6. ANALISIS DE LAS OPCIONES ACTUALES PARA
ENDULZAR Y DESHIDRATAR LA MEZCLA DE GAS
ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL CAMPO VILLANO
ALFA
Con los resultados que ya se obtuvieron de CO2 y N2, por lo tanto, se procede
a determinar el tratamiento que sea el más para así poder endulzar el gas del
campo Villano Alfa y así poder usarlo en las facilidades de superficie del
campo ya mencionado.
Repsol YPF es una empresa petrolera que basa en estudios posteriores, su
recomendación es usar aminas, solventes híbridos y tamices moleculares ya
que logran brindar una alta eficiencia en este tipo de procesos, donde se
puede observar en la siguiente tabla de la empresa:
55
Tabla 14. Selección del mejor proceso para el CO2, N2 y H2O
(REPSOL, 2010)
4.7. SELECCIÓN Y DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE
ENDULZAMIENTO Y DESHIDRATACIÓN CON TAMIZ
MOLECULAR PARA LA MEZCLA DE GAS ASOCIADO AL
PETRÓLEO DEL CAMPO VILLANO ALFA
En la Figura 10 como se presenta el proceso del gas del campo Villano Alfa
lograra ingresar al separador de producción y por lo que sale a una
temperatura de 120 ºF y una presión de 600 psi, después atravesara la válvula
1 hacia el lecho 1, por lo que las válvulas 2,4,5,6,7 y 8 deben siempre estar
cerradas mientras se trabaja en el lecho 1.
Ya una vez cumplida el proceso de endulzamiento dentro del tamiz lograra
salir a través de la válvula 3 hacia la salida del gas dulce. Una vez que se
logre detectar un incremento significativo de la presión, el manómetro del
CopntaminantesAminas
(DEA)
Solv. Fisicos
(Selexol)
Solv. Hibridos
(Sulfinol)
Carb. Potasio
(Benfield)
Tamices
moleculares
H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre/Reg Muy bueno
CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno
COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado
RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno
CS2 No Bueno Bueno Posible v
EMS, DMDS No --- --- --- ---
COS ---
(*) ---
CS2 ---
EMS ---
DMDS ---
Sulfuro de carbonilo
Denota mercaptanos
Disulfuro de carbono
Etil metil sulfuro
Dimetil disulfuro
56
lecho 1 procede a cerrar la válvula 1 y abrirá la válvula 4 para que así pueda
pasar el gas dulce hacia el lecho 1 para su respectiva regeneración, las
válvulas 3 y 4 se cierran una vez que el gas de regeneración que este sea
contenido, por lo tanto, de forma simultanea se abren las válvulas 2 y 5, de tal
manera se mantienen las válvulas cerradas 1, 3, 4 y 6, 7 y 8.
Dela misma manera cuando exista un incremento significativo en la presión
del lecho 2, se debe dar paso a la válvula 7, y a su vez se debe permitir captar
el gas dulce abriendo la válvula 6 pero cerrando las válvulas 2 y 8.
Verificar que este por completo la regeneración del tamiz 1 entonces se
cerrara la válvula 7, pero hay que tener cerradas las válvulas 2, 4, 5, 6, 8 y así
poder dejar que el lecho 2 se logre regenerar, mientras el lecho 1 vuelve a
trabajar. Este juego de válvulas se realiza siempre y cuando se necesite
regenerar los lechos.
4.8. ANÁLISIS DEL DISEÑO DEL TAMIZ MOLECULAR
En el proceso diseñado se dispondrá de dos endulzadores uno en adsorción
y el otro en regeneración. Por lo tanto, cada torre está diseñada para un caudal
máximo de 120 050 PCOD, a las condiciones de 600 lpc y 120 ºF.
Se determinó el contenido de agua y la cantidad de agua que debe ser
removida y hacer el diseño preliminar de un sistema de deshidratación de dos
torres con tamiz molecular 4ª- 1/8” Beads Mediante los resultados obtenidos
se analiza la cantidad de desecante solido que ocupa el lecho, el calor total
de regeneración, así como su caudal. Todo este tipo de resultados se los
obtuvo en el software Excel 2016.
57
Figura 10.. Diseño del proceso de endulzamiento y deshidratación con tamiz molecular para el gas asociado del campo Villano Alfa
58
4.8.1. ANÁLISIS DEL DIMENSIONAMIENTO Y CANTIDAD DE
ADSORBENTE PARA EL LECHO.
El resultado de análisis se presenta en la Tabla 15. A detalle el
dimensionamiento y la cantidad de adsorbente que necesita el lecho.
El contenido de agua en el gas es de 125,7 𝑙𝑏𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁𝐷 queremos que a la salida
salga con 2,9 𝑙𝑏𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁𝐷, y así cumplir con los requerimientos de la Norma
INEN 2 489:2009 ya mencionada anteriormente.
El tamiz está diseñado para 4 ciclos por cada 6 horas cada uno, esto significa
que mientras un tamiz está en adsorción durante 6 horas el siguiente tamiz
está en regeneración de durante 6 horas y así sucesivamente, cumpliendo
con un día de trabajo.
El desecante para tratar el dióxido de carbono es de tipo sílice de gel donde
nos dice que cada libra de dióxido de carbono que adsorba se necesitara 100
libras de desecante.
El diámetro mínimo del lecho es de 1,63 pies y el diámetro seleccionado es
de 2,5 pies, por lo que es el más comercial y no habrá desperdicios. La
longitud del lecho total es de 15,3 pies mediante, haciendo una relación entre
el diámetro y longitud nos da de 6,12 esto significa que habrá existencia de
canalización.
Al tener los dos volúmenes del vessel y el del solido a ocupar se hace una
diferencia permitiendo saber que 33,07 PC es el volumen sobrante dentro del
lecho del tamiz molecular y representa un 30,6% de volumen libre dentro del
lecho.
Y por último el resultado del pseudo tiempo de contacto del gas con el
deshidratante es de 30,6 segundos lo cual es un buen tiempo estimado, en
donde se tomó como velocidad mínima del gas dentro del lecho 30𝑝𝑖𝑒𝑠
𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜
según las recomendaciones.
59
Tabla 15. Resultados obtenidos del dimensionamiento del tamiz molecular y la cantidad de adsorbente a ocupar.
Parametro Resultado UnidadNº de ecuaciones
usada
Dmin 1,63 pies 31
Dselecc 3 pies
q 86,35 29
Vmax 41,37 30
Vajus 13,13 32
Lmtz 1,3 pies 33
Ls 9,7 pies 34
LT 11 pies 35
Wr 153,5 lb 27
Ss 3 070 lb 28
SST 3481,44 lb 36
VSOLIDO 77,37 PC 37
VVESSEL 108,15 PC 38
Stc 22,2 segundos 39
ADSORCIÓN
4.8.2. ANÁLISIS DEL CALOR TOTAL A USARSE PARA LA DE
REGENERACIÓN DE AMBOS LECHOS.
Los resultados analizados se presentan en la tabla 16, donde podemos saber
que el calor necesario para cada lecho es de 1 289 825,93 𝐵𝑇𝑈
𝐻
60
Tabla 16. Resultados obtenidos para el cálculo del calor total de regeneración que se ocupara en cada lecho
Parametro Resultado Unidad
Nº de
ecuaciones
usada
Cs 728,99
QW 123 089,8640
Cp 0,25
QSI 321 024,9541
Cp 0,12
lbs A C ER O 1 343,78 lb43
t 0,1904 pulgadas42
QH I 61 276,4344
QLH 55 539,0445
QT 1 389 825,9346
QT de ambo s
lecho s2 779 651,85
CALOR DE REGENERACIÓN
∗
∗
4.8.3. ANÁLISIS DEL CAUDAL DE REGENERACIÓN
El análisis de resultados se presenta en la tabla 17 a detalle donde hay que
recalcar ciertas pautas, se consideró un porcentaje de calentamiento del 60%
por las 6 que trabaja cada ciclo. La temperatura caliente debe estar siempre
encima por la de regeneración, por eso a la temperatura caliente se le suma
50ºF. Para el calor especifico se debe considerar que primero debemos
encontrar las entalpias tanto la inicial como la caliente y esto se halla mediante
la Figura 9.
61
El caudal de regeneración se ocupa la ecuación, en 3,6 horas de regeneración
se tiene un caudal de 101 064,03PCN y en 24 horas nos da 673 760,0 PCN
esto en condiciones normales por lo que no excede el caudal en 5 MMPCOD.
En condiciones de operación el caudal de gas a 3,6 horas de regeneración
nos da 2 513,21PCO a 24 horas se necesita 16 754,73 PCO este es el caudal
en condiciones de operación para 3,6 horas y 24 horas.
Tabla 17. Resultados del caudal de regeneración a 3,6 horas y 24 horas en condiciones normales y de operación
Parametro Resultado Unidad
Nº de
ecuaciones
usada
Figuras
usadas
th 3,6 H 47
tH OT 550 °F 48
Hi 250 °F 9
HH OT 530 °F 9
Cp 0,651 49
Mrg 1 379,14 50
Mrg P A R A
A M B OS
LEC H OS
2 758,28
Qrgcn 10 4136,68 51
Qrgcn 673 760,02 PCND 51
Qrgco 2 513,21 52
Qrgco 16 754,73 PCOD 52
CAUDAL DE REGENERACIÓN
∗℉
3,
3,
El caudal de gas de entrada 120 050 PCOD mientras que el caudal que es
requerido para regenerar los lechos es de 16 754,73 PCOD, entonces se dice
que el caudal de entrada equivale al 100% a cuanto equivaldrá el caudal de
regeneración en 24 horas que equivale a un día, haciendo este análisis nos
dio como resultado que el 13,96% será ocupado del gas de entrada, para la
regeneración de cada tamiz.
62
4.9 SELECCIÓN DEL USO QUE SE DARÁ A LA MEZCLA DE
GAS ASOCIADA AL PETRÓLEO DEL CAMPO VILLANO
ALFA EN LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE.
Están son las siguientes opciones que pueden mejorar el uso del gas asociado
al petróleo dentro del campo Villano Alfa.
4.9.1. PRIMERA OPCIÓN
Como primera opción se debería usar dentro del sistema de calentamiento del
crudo el cual se dirige al FWKO del campo, donde presentemente operan con
calentadores los cuales aumentan la temperatura de 170°F a 190°F, posee
una gravedad de 17 grados API, se sabe que produce 10 500 barriles de crudo
al día. Con el resultado de los análisis que se presentan en la Tabla 18,
detalladamente, a continuación:
Tabla 18. Resultados para calentar el crudo de 120ºF a 190ºF
Parametro Resultado Unidad
Nº de
ecuaciones
usada
∂ 0,9527 adimensional 53
ρO 0,9529 54
ρO 0,9529
mo 3 507 106,83 55
Co 0,4251 56
Qo 29 817 415,21 57
CALOR PARA CALENTAR EL CRUDO
3
∗℉
La capacidad calorífica de la mezcla de gas del campo Villano Alfa es de
39 287 BTU
PCO, sabiendo los caudales tanto de entrada como de regeneración,
63
luego se debe restar al caudal de entrada 120 050 PCOD menos el caudal de
regeneración en condiciones de operación en 24 horas que equivale a un día
es de 16 754,73PCOD nos da 103 295,27PCOD y esto multiplicar por el poder
calórico de la mezcla metano y etano que se encuentra en condiciones de
operación que es de 39 287BTU
PCOD (Tabla 12,) entonces los 103 295,27PCOD
los calculo nos da el siguiente resultado 4 058 161 272 BTU
dia. Por lo tanto una
vez sabiendo estos datos la pregunta es ¿Cuál será el caudal de gas al día
que se necesita para calentar 29 817 422,27BTU
dia de crudo?
El resultado del análisis nos da un valor de 758,96 PCOD, este valor significa
que es la cantidad de gas necesariamente requerida para calentar de 170 ºF
a 190ºF los 10 500 barriles de crudo que se producen diariamente en el campo
Villano Alfa, debido a esto es que propone el uso como energético para
calentar el crudo ya que es una excelente opción.
4.9.2. SEGUNDA OPCIÓN
El campo Villano Alfa produce 120 050 PCOD posee un poder calórico real
del gas asociado al petróleo de 32 748 BTU
PCOmultiplicando estos dos valores
tenemos 3 931 397 400 BTU
diaeste es el calor real que produce la mezcla de
metano más etano (ver Tabla 12, pág. 52) pero se debe transformar a BTU
hrs,
dándonos un valor de 163 808 225𝐵𝑇𝑈
ℎ𝑟𝑠.
Para el nuevo sistema de calentamiento posee un poder calórico de
regeneración total de ambos lechos de 2 779 651,85𝐵𝑇𝑈
ℎ𝑟𝑠. El calor necesario
para calentar el crudo de 170ºF A 190ºF es de 29 817 422,27 BTU
dia este valor
debe estar por horas por lo que se divide por 24 horas dando como resultado
1 242 349,60𝐵𝑇𝑈
ℎ𝑟𝑠
64
Entonces se procede hacer una diferencia de poderes calóricos, se le resta
al poder calórico de la mezcla los 163 808 225 𝐵𝑇𝑈
ℎ𝑟𝑠 menos el poder calórico
para calentar los lechos y el crudo, por lo tanto, este análisis nos da un valor
de 159 786 217,6 𝐵𝑇𝑈
ℎ𝑟𝑠. Esto significa que después de usar el gas para la
regeneración de los lechos y el calentamiento del crudo tenemos un poder
calórico sobrante de 159 786 217 𝐵𝑇𝑈
ℎ𝑟𝑠, este poder calórico sobrante es el que
se propone para el uso de producción de energía eléctrica de la siguiente
manera, entoces sabiendo que 1 millón de BTU equivale a 293,071 kW a
¿cuánto equivaldrá los 159 786 217 𝐵𝑇𝑈
ℎ𝑟𝑠?
Esto quiero decir que el gas restante va a producir de 46 828,71kWh de
energía eléctrica, siendo la razón principal que se propone para el uso de gas
asociado al petróleo para generar energía eléctrica.
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
65
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
- Al comparar las características físico - químicas del gas asociado al
petróleo producido en el campo Villano Alfa y compararlas con los
requisitos que exige la norma NTE INEN 2 489:2009. GAS NATURAL
REQUISITOS, se concluye que este es un gas amargo por la presencia
de dióxido de carbono (4,26%) y un gas hidratado [2012mg
m3 gas natural]por
lo que se debe tratar antes de su uso como energético.
- El gas, luego de separado y tratado con la presente propuesta, puede
calentar un caudal de 10.500 BPPD para deshidratar este crudo en el
equipo Free Water Knock Out (FWKO) y además se puede producir
46 828,71kwh de energía eléctrica por medio de cogeneración.
- En la Figura 10, como producto de este trabajó de titulación se propone
el proceso de endulzamiento y deshidratación de este gas para ser
utilizado como energético o ser monetizado en la producción de
electricidad.
5.2. RECOMENDACIONES
- Realizar una valoración económica a los equipos que se proponen en
la Figura 9 para el tratamiento del gas.
- No quemar el gas en los mecheros ya que está prohibido por la ley de
hidrocarburos reformada por lo tanto es mandatorio utilizarlo como
energético o monetizarlo como energía eléctrica.
NOMENCLATURA
66
NOMENCLATURA
API American Petroleum Institute
Boi Factor volumétrico inicial del petróleo
BTU Unidad térmica británica
C1 Metano
C2 Etano
C3 Propano
C4 Butano
C5 Pentano
C6 Hexano
C7 Heptano
CO Monóxido de carbono
CO₂ Dióxido de carbono
CH4 Metano
C2H4 Etileno
C2H6 Etano
C3H6 Propano
67
C3H8 Propano
C4H10 Butano
C4H9OH Alcohol butílico
C5H12 Neopentano
DEA Dietanolamina
DGA Diglicolamina
DIPA Disopropanolamina
FR Factor de recobro
BIBLIOGRAFÍA
68
BIBLIOGRAFÍA
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ANEXOS
70
ANEXOS
Anexo # 1
Composición química del gas asociado al petróleo, campo Villano Alfa
(AGIP Oil B.V ECUADOR)
71
Anexo # 2
Cromatografía del gas del campo Villano Alfa
(AGIP Oil B.V ECUADOR)
