UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS “ANÁLISIS DEL PROCESO DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL EN UN CAMPO PETROLERO DE LA AMAZONIA ECUATORIANA” (REPSOL) TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS MARITZA ELIZABETH SALCEDO RAMOS DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS QUITO, Septiembre 2012
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS DEL PROCESO DE APROVECHAMIENTO
DEL GAS NATURAL EN UN CAMPO PETROLERO DE
LA AMAZONIA ECUATORIANA” (REPSOL)
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS
MARITZA ELIZABETH SALCEDO RAMOS
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
QUITO, Septiembre 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial.2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo MARITZA ELIZABETH SALCEDO RAMOS, 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.
_________________________
Maritza Elizabeth Salcedo Ramos
C.I.1713579546
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis del Proceso
de Aprovechamiento del Gas Natural en un campo petrolero de la
Amazonia Ecuatoriana” (Repsol), que, para aspirar al título de Tecnóloga
en Petróleos fue desarrollado por Maritza Elizabeth Salcedo Ramos, bajo
mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y
cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de
Titulación artículos18 y 25.
___________________
Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.
DIRECTOR DELTRABAJO
C.I. 1705134102
AGRADECIMIENTOS
Primero y como más importante, me gustaría agradecer sinceramente a mi
profesor, director y tutor de tesis el ingeniero Fausto Ramos, su esfuerzo y
dedicación, sus conocimientos , sus orientaciones, persistencia, su paciencia
y su motivación han sido fundamental para mi formación profesional. El ha
vinculado en mí un sentido de seriedad, responsabilidad y rigor académico
sin los cuales no podría tener una formación completa. A su manera ha sido
capaz de ganarse mi lealtad y admiración, así como sentirme en deuda con
el por todo lo recibido durante el periodo de tiempo ha durado mi carrera
estudiantil.
Gracias a todas las personas de la Universidad Tecnológica Equinoccial por
su atención y amabilidad en todo lo referente a mi vida estudiantil.
Doy gracias a Dios por darme la paciencia y fuerza necesaria para culminar
mi carrera.
Gracias.
DEDICATORIA
El esfuerzo y constancia de años de dedicación se ven reflejados en este
trabajo, cumpliéndose así una meta más en mi vida y trazándome otras.
Esta tesis la dedico a mi madre que estuvo siempre a mi lado brindándome
su mano amiga dándome a cada instante una palabra de aliento para llegar
a culminar mi profesión.
A Brenda y Kerlly que siempre me han apoyado en mis decisiones.
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN x
ABSTRACT xi
INTRODUCCION 1
1. OBJETIVOS 4
1.1 OBJETIVO GENERAL 4
1.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS 4
MARCO TEORICO 5
2. GENERALIDADES Y FUNDAMENTOS TEORICOS 5
2.1 COMPOSICION QUIMICA DEL GAS NATURAL 6
2.2 TIPOS DE YACIMIENTOS 8
2.2.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO 8
2.2.2 YACIMIENTOS DE GAS – PETRÓLEO 8
2.2.3 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO 9
2.2.3.1 Conceptos Básicos 9
2.2.4 YACIMIENTOS DE GAS RICO 10
2.2.5 YACIMIENTOS DE GAS SECO 11
2.3 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL EN FUNCIÓN DE LA
COMPOSICIÓN 12
2.3.1 GAS ACIDO 12
2.3.2 GAS DULCE 13
2.3.3 GAS POBRE O GAS SECO 14
2.3.4 GAS RICO O GAS HÚMEDO 14
2.3.5 GAS CONDENSADO 15
2.3.6 GAS ASOCIADO 15
2.3.7 GAS NO ASOCIADO 16
2.3.8 GAS HIDRATADO 16
2.3.9 GAS ANHIDRO 16
2.4 CARACTERIZACION DEL GAS NATURAL 17
2.4.1 ANÁLISIS DEL GAS NATURAL - CROMATOGRAFÍA DE GASES 17
2.4.1.1 Cromatografía de Gases 18
2.4.1.2 Gas Portador 19
2.5 DEFINICIÓN DE LA ADSORCIÓN 20
2.6 DEFINICIÓN DE LA ABSORCIÓN 21
2.7 INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL 23
2.8 APLICACIONES INDUSTRIALES DEL GAS NATURAL 24
2.8.1 FABRICACIÓN DE CERÁMICAS 24
2.8.2 INDUSTRIA DEL VIDRIO 24
2.8.3 INDUSTRIA TEXTIL 24
2.8.4 INDUSTRIA QUÍMICA 25
2.8.5 INDUSTRIA DEL CEMENTO 25
2.9 VENTAJAS AMBIENTALES DEL USO DEL GAS NATURAL 26
2.10 LEYES QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DE LOS GASES 27
2.11 LEY DEL GAS IDEAL 28
2.11.1 CONDICIONES ESTÁNDAR 30
2.11.2 RELACIONES PARA GASES REALES 30
2.12 NORMATIVA ECUATORIANA PARA EL GAS NATURAL 31
METODOLOGIA 34
3. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL 34
3.1 PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O DESACIDIFICACIÓN 34
3.1.1 ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL A TRAVÉS DEL PROCESO
DE ABSORCIÓN 35
3.1.1.1 Proceso de Aminas 35
3.1.1.2 Proceso de Absorción con Solventes Físicos 36
3.1.1.3 Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos 37
3.1.2 PROCESO DE ENDULZAMIENTO POR MALLAS MOLECULARES 37
3.1.3 PROCESO DE ENDULZAMIENTO POR ADSORCIÓN 37
3.1.4 CONSECUENCIA DE NO ENDULZAR 38
3.1.5 FACTORES INVOLUCRADOS EN LA SELECCIÓN DE UN MÉTODO
DE ENDULZAMIENTO. 38
3.2 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL 39
3.2.1 AGENTES DESHIDRATANTES 39
3.2.2 DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL CON GLICOLES 40
ANALISIS DE RESULTADOS 42
4. BLOQUE 16 42
4.1 INFRAESTRUCTURA E INGENIERIA DEL BLOQUE 16 43
4.2 PLANTAS ELECTRICAS Y FUNDAMENTOS DE LA GENERACION
ELECTRICA 46
4.3 SISTEMA DE GENERACION INTERNA ELECTRICA DE NPF (Facilidades
de Producción Norte) 46
4.3.1 TURBINA A GAS 48
4.3.2 TURBINAS LM 2500. GE 49
4.3.3 TURBINAS DE ALTA PRESIÓN 50
4.3.4 TURBINAS DE POTENCIA 50
4.3.5 TURBINAS SOLAR CENTAURO 50 51
4.4 ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO DE UN GENERADOR ELÉCTRICO
52
4.5 EQUIPOS DE GENERACION INSTALADOS EN EL BLOQUE 16 54
4.6 PROCESOS DE PRODUCCION PETROLERA EN EL BLOQUE 16 54
4.6.1 PLANTAS DE PRODUCCIÓN (OPERACIONES) 55
4.7 BOTAS DE DESGASIFICACION 56
4.8 PROCESO DE CUANTIFICACION DEL GAS QUEMADO EN TEA 57
4.10 RECUPERACIÓN DE GAS DE BAJA PRESIÓN EN LA PLANTA DE
PRODUCCIÓN (facilidades de producción norte) 58
4.11 PROPUESTA DE OPTIMIZACION Y RECUPERACION DEL GAS
NATURAL EN LA FACILIDADES NPF 59
4.12 DESCRIPCCION DEL SISTEMA ACTUAL 59
4.12.1 RECOBRO DE GAS DE BAJA PRESIÓN 62
4.12.2 COMPRESIÓN DE GAS PARA TURBINA DUAL (G2170B) 63
4.12.3 SISTEMA DE GAS DE BAJA PRESIÓN 64
4.13 PROCESOS DE TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL PARA SER
UTILIZADO EN LAS TURBINAS DEL NPF-REPSOL 65
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 112
5.1 CONCLUSIONES 112
5.2 RECOMENDACIONES 114
GLOSARIO 115
BIBLIOGRAFÍA 121
ÍNDICE DE TABLAS
PAGINAS
Tabla 1. Composición Química del gas 7
Tabla 2. Principales contaminantes de un gas 8
Tabla 3. Emisión de contaminantes del combustible 26
Tabla 4. Requisitos del gas natural según la NTE 2489: 2009 32
Tabla 5. Resultado de la cromatografía del gas natural obtenido del NPF-Repsol 66
Tabla 6. Cálculos- Resultados 69
Tabla 7. Cálculos - Resultados. 72
Tabla 8. Cálculos – Resultados. 77
Tabla 9. Cálculos- Resultados. 79
Tabla 10. Resultados del análisis cromatografico del gas de Repsol NPF y
comparativo con la Norma (NTE 2 489:2009) 82
Tabla 11. Especificaciones del gas natural - Repsol 83
Tabla 12. Gas natural especificaciones 83
Tabla 13. Toxicidad de H2S 84
Tabla 14. Selección de procesos de H2S / CO2 89
Tabla 15. Procesos de endulzamiento con Solventes químicos 90
Tabla 16. Características y Propiedades de los Glicoles 91
Tabla 17. Especificaciones de presión y temperatura para las tuberías 108
ÍNDICE DE FIGURAS
PAGINAS
Figura 1. Diagrama de fases de un yacimiento de gas condensado 10
Figura 2. Diagrama de un yacimiento de gas rico o gas mojado 11
Figura 3. Diagrama de fases de un yacimiento de gas seco 12
Figura 4. Diagrama de un cromatografo de gases 19
Figura 5. Ilustración de una cromatografía de gases 20
Figura 6. Cromatografía de gases 22
Figura 7. Diagrama de la planta de Endulzamiento de gas natural – absorción con
aminas 36
Figura 8. Diagrama de la Deshidratación con Glicol 41
Figura 9. Mapa del Ecuador bloque 16 43
Figura 10. Diagrama del flujo general de las facilidades del bloque16 44
Figura 11. Diagrama de flujo de la planta NPF (Facilidades de Producción Norte)
45
Figura 12. Generador A LM250 a diesel 47
Figura 13. Generador Dual Diesel / Gas 48
Figura 14. Turbina 49
Figura 15. Interior de una turbina solar 49
Figura 16. Partes internas de una turbina solar Centauro. 51
Figura 17. Generación Eléctrica 53
Figura 18. Esquema del proceso de producción de crudo 55
Figura 19. Botas de Desgasificación 56
Figura 20. Gas quemado TEA SPF y generación Gas / Diesel NPF 57
Figura 21. Diagrama del sistema de recovery gas existente 60
Figura 22. Diagrama del compresor C-2067C 61
Figura 23. Instalación de dos compresores de baja y alta presión 62
Figura 24. Diagrama de fases (composición) 71
Figura 25. Hidratos de HC formados en una corriente de LPC 97
Figura 26. Deshidratación con tamices. 107
Figura 27. Esquema de un desecante deshidratador. 109
Figura 28. Desecador. 111
INDICE DE ECUACIONES
PAGINAS
Ecuación ⦋2.1⦌ De estado 27
Ecuación ⦋2.2⦌ Ley de Boyle 27
Ecuación ⦋2.3⦌ Ley del Gas Ideal 28
Ecuación ⦋2.4⦌ Gases reales 31
Ecuación ⦋4.1⦌ Para calcular el número de moles 67
Ecuación ⦋4.2⦌ Para calcular la fracción molar 67
Ecuación ⦋4.3⦌ Para calcular el Peso Molecular de la Mezcla Gaseosa 68
Ecuación ⦋4.4⦌ Factor de Compresibilidad 69
Ecuación ⦋4.5⦌ Para calcular la temperatura pseudocritica el gas en la
mezcla 72
Ecuación ⦋4.6⦌ Para calcular la presión pseudocritica del gas en la mezcla
73
Ecuación ⦋4.7⦌ Para calcular la temperatura pseudo reducida de la mezcla
gaseosa. 75
Ecuación ⦋4.8⦌ Para calcular la presión pseudo reducida de la mezcla 75
Ecuación ⦋4.9⦌ Para calcular el poder calórico de la mezcla gaseosa 76
Ecuación ⦋4.10⦌ Para calcula el gpm 78
Ecuación ⦋4.11⦌ Para el cálculo de la gravedad especifica de la mezcla 80
Ecuación ⦋4.12⦌ Para calcular la densidad del gas 80
Ecuación⦋4.13⦌ Para calcular el índice de wobbe 81
RESUMEN
El presente trabajo trata acerca de la utilización del gas natural que se extrae
comúnmente con el crudo en los campos petrolíferos del Oriente
Ecuatoriano.
Pretende ser una guía para el tratamiento que debe darse a este valioso
recurso hidrocarburifero para que pueda ser utilizado como energético en los
mismos campos petroleros , para producción de energía eléctrica o para
procesos que necesitan calor ( deshidratadores, calderas, hornos).
Con los datos de campo y la caracterización en el cromatografo de gases se
evalúa la calidad del gas natural obtenido en las facilidades de producción y
se define los tratamientos a ser aplicados. Se realiza los cálculos para
determinar las principales propiedades físicas como: peso molecular,
gravedad específica, factor de compresibilidad, contenido liquido (gpm, C3+),
poder calórico, índice de wobbe .ya que estos son requisitos que pide la
norma técnica Ecuatoriana NTE INEN 2 489: 2009
Que define las características que debe tener el gas natural para su
utilización.
El gas natural analizado es un gas amargo y con alto contenido de humedad
por lo que se define los procesos para endulzarle y deshidratarle, estos
procesos Físicos-Químicos son: por absorción en dietalnolamina
(endulzamiento) y por absorción en glicoles para la deshidratación. Se
realizan los cálculos básicos de balance de masa y energía para cada uno de
estos procesos y además el cálculo básico para la inyección de metanol o
trietilenglicol que servirá como inhibidores termodinámicos para evitar la
formación de hidratos de metano durante la extracción del fluido desde el
subsuelo a superficie
ABSTRACT
This paper discusses the use of natural gas is commonly extracted with
crude oil fields in eastern Ecuador.
Intended as a guide for the treatment to be given to this valuable
hydrocarbon resources so it can be used as energy in the same oil fields, for
electricity production or for processes that require heat (driers, boilers,
furnaces).
With the field data and the characterization in the gas chromatograph
assessing the quality of natural gas obtained in production facilities and is
defined to be applied treatments. It performs the calculations to determine
the main physical properties such as molecular weight, specific gravity,
compressibility factor, liquid content (gpm, C3 +), calorific value, Wobbe
index. Since these are requirements that asks the Ecuadorian Technical
Standard NTE INEN 2489: 2009
Defining the characteristics required for natural gas use.
Natural gas is a gas analyzed bitter and high humidity by the processes
defined and dehydrate to sweeten these physical-chemical processes include
absorption in dietalnolamina (sweetening) glycols and absorption in for
dehydration. Basic calculations are made of the mass and energy balance for
each of these processes and also the basic calculation for injection of
methanol or triethylene that serve as thermodynamic inhibitors to avoid
methane hydrate formation during withdrawal of fluid from underground a
surface
INTRODUCCION
1
INTRODUCCION
Desde el inicio de la época petrolera en el año 1972, se han quemado en
teas de los campos petroleros y de facilidades de producción, un equivalente
en gas natural a 200 millones de barriles de petróleo, a un precio actual
promedio de 90 USD/BBL se tendría un valor de 18 mil millones de dólares
que hemos quemado, lo que equivale a la deuda externa ecuatoriana.
En los campos petroleros de la amazonia ecuatoriana se produce petróleo al
cual está asociado el gas natural y el agua de formación. Actualmente en la
mayoría de campos el gas natural es quemado en teas y mecheros como un
subproducto sin valor. De manera similar se procede en los centros de
facilidades de producción donde el gas en proceso, es utilizado como gas
blanket para mantener las presiones en los procesos y equipos, luego de ello
se lo envía a quemar en teas o mecheros.
En las reformas a la ley de hidrocarburos emitida como ley nacional en Julio
de 2010, en su TITULO II, se tiene lo siguiente:
Art. 61.- Utilización de gas natural y sustancias asociadas con fines
industriales o de comercialización.- De convenir a los intereses del Estado, el
Ministerio Sectorial autorizará de acuerdo al contrato, la utilización del gas y
sustancias asociadas, con fines industriales o de comercialización, así como
el anhídrido carbónico (CO2).
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.
2
De acuerdo a estos artículos de la nueva ley de hidrocarburos reformada, no
se podrá quemar el gas asociado y se tiene por obligación que utilizarlo en
necesidades de producción o transporte.
Al quemar el gas se está quemando dinero, se desperdicia sus propiedades
como combustible de excelente calidad. Para determinar la utilización del
este gas natural, es necesario caracterizarlo físico- químicamente y
cuantificar su volumen y masa, estas dos caracterizaciones nos permiten
determinar la calidad de gas y si ese cumple con los requisitos para ser
utilizado como gas combustible para producción de energías como vapor der
agua, calor para transferencia en equipos de calentamiento, energía
eléctrica, etc.
La quema indiscriminada del gas natural en teas y mecheros además
provoca un impacto ambiental porque este es un gas no tratado que se
combustiona con todos sus contaminantes.
JUSTIFICACIÓN
El gas natural asociado a la producción petrolera es un combustible de alto
valor energético y el más ecológico, ambientalmente amigable por su poder
calórico y por qué al combustionarse en combustión completa las emisiones
de gases contaminantes son mucho menores que con otro tipo de
combustibles fósiles. En otros sitios fuera de Ecuador, el gas natural es
utilizado ampliamente no solamente para la generación de energía en
equipos de combustión fijos o móviles o en intercambio de calor (calderos,
hornos, industrias) o en generación o cogeneración de energía eléctrica
mediante turbinas de gas o vapor, sino también para la producción de
hidrógeno que es indispensable en procesos de hidrotratamiento en
refinerías de petróleo para mejorar la calidad de los combustibles (gasolinas
y diesel) y especialmente para la petroquímica, mediante procesos de
síntesis se produce la UREA indispensable para el desarrollo agrícola, se
produce el metanol y gasolinas artificiales de la más alta calidad. En
3
Alemania, Nueva Zelanda, el gas natural es materia prima para la
producción de petróleo sintético mediante el proceso Fischer-Tropsch
Por último en aquellos sitios en los que no se puede tratar e industrializar
este valioso recurso natural, se lo utiliza para la reinyección en pozos
petroleros, medida que mantiene la presión del fluido, mejora el API, o se lo
almacena en pozos secos o cavernas de sal para comercializarlo en épocas
de invierno o de escases.
HIPOTESIS GENERAL
La caracterización físico química y la cuantificación del gas natural en un
campo petrolero, permitirá determinar los tratamientos y dar a este
combustible su utilización final.
HIPOTESIS ESPECÍFICO
La quema indiscriminada del gas natural proveniente de pozos
petroleros es un desperdicio de recursos.
El gas natural una vez tratado puede ser utilizado como fuente de
energía en el propio campo, en las facilidades de producción o en
cualquier otra industria.
El gas natural tratado utilizado como combustible provoca menores
impactos ambientales que cualquier otro combustible de origen
natural.
VARIABLE INDEPENDIENTE
La existencia de gas natural asociado en todos los pozos y campos
petroleros de la región amazónica.
Las características físico químicas del gas natural.
4
El volumen de gas natural de cada pozo o campo.
VARIABLE DEPENDIENTE
La quema indiscriminada de gas natural.
Desperdicio de recursos naturales valiosos.
Falta de tecnologías para el aprovechamiento.
1. OBJETIVOS
1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar la utilización del gas natural asociado a la explotación petrolera en
un campo determinado del Oriente Ecuatoriano para proponer procesos que
redunden en su eficiente utilización como recurso natural energético,
evitando su quema en teas y mecheros.
1.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS
Analizar físico químicamente las propiedades del gas natural
asociado a la explotación petrolera, mediante la aplicación de
técnicas como la cromatografía de gases, o revisar las
caracterizaciones ya existentes.
Cuantificar en volumen y en masa las cantidades de gas asociado
que se producen diariamente en el campo.
Proponer las aplicaciones prácticas industriales que se deben hacer a
este gas para su utilización como energético en las facilidades del
campo. Evitar el desperdicio.
MARCO TEORICO
5
MARCO TEORICO
2. GENERALIDADES Y FUNDAMENTOS TEORICOS
El gas natural existe en la naturaleza bajo presión en rocas reservorios en la
corteza terrestre ya sea en relación con hidrocarburos livianos, hidrocarburos
más pesados, agua, o solos, también es producido en un reservorio similar o
junto con petróleo crudo. El gas natural se ha formado por la degradación de
la materia orgánica acumulada en los millones de años. Dos principales
mecanismos biogénico y termogénico son responsables de esta
degradación. El gas biogénico se forma a poca profundidad y bajas
temperaturas por la descomposición anaeróbica bacteriana de materia
orgánica sedimentaria. En contraste, el gas termogénico se forma en zonas
más profundas por (1) craqueo térmico de materia orgánica sedimentaria en
hidrocarburos líquidos y de gas (este gas cogenético con petróleo y es
llamado gas termogénico primario) y (2) el craqueo térmico del petróleo a
altas temperaturas en gas (gas termogénico secundario). Gas Biogénico
consiste casi enteramente de metano. En contraste, el gas termogénico
también puede contener concentraciones significativas de etano, propano,
butano, y más hidrocarburos pesados.
Dado que el gas natural es el petróleo en estado gaseoso, siempre va
acompañado por el petróleo que está en estado líquido. Hay tres tipos de
gases naturales: de gas asociado, gas seco, gas condensado.
Los reservorios de gas natural, al igual que los reservorios de petróleo, están
formados por rocas porosas y permeables ubicadas en el subsuelo. Un
conjunto de reservorios similares constituye un yacimiento.
El gas natural se encuentra:
6
En los reservorios de petróleo, donde, si el gas está disuelto o
separado pero en contacto con el petróleo se le denomina gas
asociado.
En reservorios de gas seco, cuyo nombre proviene del bajo
contenido de líquidos disueltos en el gas (menor a 10 barriles de
líquidos por millón de pies cúbicos de gas) en cuyo caso se le
denomina gas no asociado.
En reservorios de gas condensado, cuyo nombre proviene por la
cantidad apreciable de líquidos contenidos en fase vapor en el
reservorio (entre 10 a 250 barriles de líquidos por millón de pies
cúbicos de gas. A este gas también se le denomina gas no asociado.
2.1 COMPOSICION QUIMICA DEL GAS NATURAL
El gas natural se encuentra en los yacimientos acompañados de otros
hidrocarburos, que se aprovechan en los procesos de extracción y el
procesamiento de los productos principales. En vista, de esto es que
dependiendo de qué productos le acompañen, se le denomina gas seco o
gas húmedo. Si el gas que predomina es el metano (CH4), el cual pertenece
a la serie parafínica, en donde los átomos de carbono y de hidrógeno se
unen para formar cadenas sencillas, que se simbolizan como CnH2n+2. Los
hidrocarburos que responden a esta fórmula se denominan Hidrocarburos
Saturados Normales.
El primer compuesto de esta serie es el Metano, cuya fórmula química es
(CH4), pero en forma práctica se simbolizara simplemente como (C1),
simbología que se utilizará con todos los hidrocarburos que conforman la
serie parafínica. Luego el siguiente Hidrocarburo es el Etano cuya fórmula
7
química es (CH3CH2), será simplemente (C2). A continuación viene el
Propano (CH3CH2CH4) (C3). Si el gas que sale del yacimiento contiene,
también Butano (CH3CH2CH2CH3) (C4) o fracciones más pesadas en
cantidades suficiente, será un gas húmedo. En la Tabla 1, se indica los
componentes básicos del gas natural.
Tabla 1. Composición Química del gas
La Torre Leonardo, Schlumberger (2008).
Componente Fórmula Química Estado Físico Composición %
Metano (C1) CH4 Gaseoso 55,00-98,00
Etano (C2) C2H6 Gaseoso 0,10-20,00
Propano (C3) C3H8 Gaseoso 0,05-12,00
n-Butano (nC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80
IsoButano (iC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80
n-Pentano (nC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80
i-Pentano (iC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80
n-Hexano (nC6) C6H14 Líquido 0,01-0,50
n-Heptano (nC7) C7H14 Líquido 0,01-0,40
Nitrógeno N2 Gaseoso 0,10-5,00
Dióxido Carbónico
C02 Gaseoso 0,20-30,00
Oxígeno 02 Gaseoso 0,09-30,00
Sulfuro de Hidrógeno
H2S Gaseoso Trazas-28,00
Helio He Gaseoso Trazas-4,00
8
Tabla 2. Principales contaminantes de un gas
Componente Fórmula Química
Sulfuro de Hidrógeno H₂S
Monóxido de Carbono CO
Dióxido de carbono CO₂
Sulfuro de Carbonilo COS
Disulfuro de Carbono CS₂
Mercaptanos RSH
Nitrógeno N₂
Agua H₂O
OXIGENO O₂
La Torre Leonardo, Schlumberger, (2008)
2.2 TIPOS DE YACIMIENTOS
2.2.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO
En los yacimientos el petróleo es el producto y el gas esta como producto
secundario disuelto en cantidades que depende de la presión y la
temperatura del yacimiento. Reciben el nombre de yacimientos saturados.
Esto corresponde, cuando el petróleo no acepta más gas en solución bajo
las condiciones de temperatura y presión existentes, lo que ocasiona que
cualquier exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la estructura,
formando una capa de gas sobre el petróleo.
2.2.2 YACIMIENTOS DE GAS – PETRÓLEO
En los yacimientos corresponden a acumulaciones de petróleo que tienen
una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la
9
capa de gas sobre la del petróleo, representa el mecanismo que contribuye
al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos. Cuando
baja la presión y el petróleo ya no pueden subir espontáneamente, se puede
inyectar gas desde la superficie a la capa de gas, aumentando con ello la
presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo, siempre y cuando
todo el proceso se realice dentro de lo establecido.
2.2.3 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
Aquí los hidrocarburos están en estado gaseoso, por características
específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezclado
con otros hidrocarburos líquidos. Durante la producción del yacimiento, la
presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el
cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda
atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin
de mantener la presión del yacimiento.
2.2.3.1 Conceptos Básicos
Un ejemplo de un sistema de condensado es uno compuesto de un gas
natural y una mezcla de gasolina natural. La temperatura crítica de esta
mezcla es tal que si le mezcla estuviera acumulada en un reservorio, a una
considerable profundidad (temperatura de yacimiento entre 100 ºF y 200ºF),
el fluido se comportará como gas condensado.
Esto conduce a dos interesantes fenómenos asociados con la producción de
gas condensado, en la medida que se drena el yacimiento, la presión del
yacimiento declina y una condensación retrógrada isotérmica ocurre.
Segundo, el fluido producido es sujeto a disminución de presión y de
temperatura. El líquido que se produce en los separadores es el resultado de
la normal condensación por la disminución de temperatura. Un yacimiento de
10
gas condensado típicamente tiene Relación Gas Líquido (RGL ò GLR por
sus siglas en inglés) de 8000 hasta 70000 PCS/BBL, y gravedades cercanas
y superiores a los 40º API. Como muestra en la Figura 1.
Figura 1. Diagrama de fases de un yacimiento de gas condensado
Campbell Stanley, (2002).
2.2.4 YACIMIENTOS DE GAS RICO
Un yacimiento de gas mojado está compuesto de menor porcentaje de
componentes pesados que el de gas condensado. Esto causa que el
diagrama de fases sea menos ancho y que el punto crítico esté a menor
temperatura que en el caso anterior. Como muestra en la Figura 2. La
temperatura de yacimiento excede a la temperatura crincondertémica, la cual
causa que el fluido del yacimiento permanezca en una sola fase a pesar de
que disminuya la presión. Entonces la región bifásica nunca se alcanza en el
yacimiento por lo que no se encuentran líquidos en el mismo, pero esto no
quiere decir que no se pueda producir líquido de estos yacimiento, ya que a
nivel de separadores en superficie tenemos el fluido en forma bifásica, y el
líquido se condensa en el separador. Las diferencias básicas con los
11
yacimientos de gas condensado son: 1.-Condensación Retrograda
Isotérmica no ocurre en este tipo de yacimiento con declinación de la
presión. 2.-La producción de líquido del separador en este los yacimientos
de gas rico es menor que en los de gas condensado. 3-Menos componentes
pesados están presentes en la mezcla de gas rico. La RGL está entre 60000
PCS/BBL y 100000 PCS/BBL, con gravedades superiores a los 60º API.
Figura 2. Diagrama de un yacimiento de gas rico o gas mojado
Campbell Stanley, (2002).
2.2.5 YACIMIENTOS DE GAS SECO
Un yacimiento de gas seco está compuesto principalmente por metano y
etano con pequeños porcentajes de componentes pesados. Tanto en el
separador en superficie, como en las condiciones iniciales en el yacimiento
permanecen en una sola región. Los hidrocarburos líquidos no se condensan
de la mezcla ni en el yacimiento ni en los separadores. El término seco, en
este caso se refiere solo a la falta de hidrocarburos líquidos no a otros
líquidos que se puedan condensar durante la vida productiva del yacimiento
o en el proceso de separación, como se muestra en la Figura 3.
12
Figura 3. Diagrama de fases de un yacimiento de gas seco
Campbell Stanley, (2002)
2.3 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL EN FUNCIÓN DE
LA COMPOSICIÓN
Siendo la composición del gas natural un parámetro de gran importancia, se
utiliza para la clasificación del mismo y quedan:
2.3.1 GAS ACIDO
Este en un gas cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H₂S) es mayor que
0,25 granos por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora (>de 0,25
granos/100 PCNH).En este caso las condiciones normales están en el
Sistema Británico de Unidades la cantidad señala equivale a cuatro partes
por millón, en base al volumen (4ppm, V de H₂S. En el Sistema Británico de
Unidades esto significa, que hay 4 lbmol de H₂S/1x10⁶lbmol de mezcla. La
13
GPSA, define a un gas ácido como aquel de que posee más de 1,0 grano/
100 PCN o 16 ppm, V de sulfuro de hidrógeno (H₂S). (7000 granos= 1lb; 1
gramo= 15,43 granos).
Otros Gases de Reacción Ácida:
El Sulfuro de Carbonillo (COS). Este es un compuesto inestable,
corrosivo y tóxico, que se descompone en (H₂S+ CO₂)
Los Mercaptanos, los cuales se pueden representar a través de la
siguiente fórmula (RSH), son compuestos inestables y de alto grado
de corrosión, en muchos casos reaccionan con algunos solventes,
descomponiéndolos.
Disulfuros de Carbono (CS₂). Este componente sin tomar en cuenta
que participa en las reacciones de corrosión es también altamente
tóxico para los seres humanos, como es también altamente nocivo
para el medio ambiente, por lo que hay extremas precauciones
cuando se trabaja con este componente, ya que puede causar graves
problemas de salud y / o ambiental.
2.3.2 GAS DULCE
Este es un gas que contiene cantidades de sulfuro de Hidrogeno (H₂S),
menores a cuatro partes por millón en base a volumen (4ppm, V) y menos
de 3% en base molar de Dióxido de Carbono (CO₂).
14
2.3.3 GAS POBRE O GAS SECO
Este es un Gas Natural del cual se han separado el GLP (gases licuados de
petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, está constituido
fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a los
yacimientos, o se usa en la generación de Hidrógeno (H₂). la composición
fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su
composición se puede utilizar directamente como combustible, para lo cual
es necesario mantener una presión de yacimiento, parámetro que varíen de
acuerdo a la localización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas
seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a
condiciones de yacimientos y de superficie, y la producción de líquidos solo
se alcanza a temperaturas criogénicas.
2.3.4 GAS RICO O GAS HÚMEDO
Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de hasta 3
gpm (galones por mil pies cúbicos normales de gas) No existe ninguna
relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. En
los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de componentes
intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La mezcla de
hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a
la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de
hidrocarburos líquidos del orden de 10 a 20 BN/MM/PCN. Este parámetro
llamado riqueza líquida es de gran importancia, para la comercialización del
gas natural, ya que los líquidos producidos son de poder de
comercialización.
15
2.3.5 GAS CONDENSADO
Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El contenido de
metano es de (C₁)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados
(C₇) alcanza valores mayores a 12,5% (<12,5%). La mezcla de
hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se
encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta
condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión,
proceso que en la mayoría de los casos puede representar algún problema
en la comercialización de estos yacimientos. En vista que los primeros
hidrocarburos que se quedan, son los más pesados. Lo que significa que el
fluido que alcanza la superficie lo hace sin, una gran cantidad de los
elementos pesados. Además, por el hecho que los hidrocarburos pesados se
acumulen en la formación obstaculizan el libre desplazamiento del fluido, en
su viaje hacia la superficie. En su camino al tanque de almacenamiento, el
gas condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura
penetrando rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie
con características bien específicas, las cuales permiten en tratamiento del
fluido.
2.3.6 GAS ASOCIADO
Este es un gas natural que se han extraído de los yacimientos junto con el
petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del
90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se
considera que en los yacimientos se forman capas de gas.
16
2.3.7 GAS NO ASOCIADO
Este es un gas que solo está unido con agua en yacimientos de gas seco.
En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en
fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en
algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual
no es superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquidos por millón
de pies cúbicos normales de gas (10 BN/MM PCN). El gas está compuesto
principalmente por metano (C₁), compuesto que alcanza una concentración
porcentual mayor a 80%, con pequeñas cantidades de pentanos y
compuestos más pesados (C₅+ <1%). La obtención de líquidos del gas
producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas.
2.3.8 GAS HIDRATADO
Este es un gas que tiene más de siete libras de agua por cada millón de
pies cúbicos normales de gas (lb de agua /MMPCN) lo que indica que el gas
deberá de ser sometido al proceso de deshidratación, para poder
comercializarlo.
2.3.9 GAS ANHIDRO
Este es un gas que no tiene menos cantidad de vapor de agua, que la
clasificación de gas hidratado.
17
2.4 CARACTERIZACION DEL GAS NATURAL
2.4.1 ANÁLISIS DEL GAS NATURAL - CROMATOGRAFÍA DE GASES
Para el análisis del gas natural se debe tener en cuenta que cuando se
determina la composición del gas natural, no solo se cuantifican los
hidrocarburos presentes, sino también las impurezas, como Agua, Dióxido
de Carbono y Sulfuro de Hidrógeno. Es posible que también haya presencia
de arenas, las cuales producen abrasión. En las muestras pueden, a ver
también parafinas y asfáltenos, los cuales se depositan y crean problemas
de taponamiento. Si el agua está en forma líquida y hay presencia de gases
ácidos, de seguro aumentará la corrosión. Además de la posible formación
de hidratos.
Las muestras deben hacerse por procedimientos que aseguren que la
misma sea representativa del gas. Deberán purgarse convenientemente los
recipientes. En caso de extraerse de cañerías a presión menor que la
atmosférica, deberá hacerse desplazando el mercurio del recipiente para
muestra. Si se trata de un gas licuado deberá cuidarse que al extraer la
muestra no se produzca una destilación fraccionada.
Fraccionamiento a baja Temperatura.- Este proceso, por lo general
se realiza en el Aparato Podbielniak que es una columna de
laboratorio rellena para la destilación fraccionada de gas natural.
Espectrómetro de Masa.- Este método se basa en la deflexión de su
trayectoria que sufren las moléculas ionizadas de un gas muy diluido,
en un campo magnético. La ionización se efectúa una cámara de
ionización.
Espectrómetro de Absorción Infrarroja.- Este es un aparato similar
a un espectrómetro común, pero utiliza rayos infrarrojos cuya
refracción con gases y otros medios incoloros es más pronunciada y
18
características que la de los rayos de la luz visible. Los distintos
componentes son identificados por comparación de sus aspectos con
espectros de productos puros, determinados en el mismo aparato o
publicados en la literatura. La espectrometría infrarroja es
particularmente útil para distinguir entre moléculas saturadas del
grupo (parafínicos) y no saturados (olefinas, etc.).
2.4.1.1 Cromatografía de Gases
La Cromatografía de gases es una técnica cromatografica en la que la
muestra se volatiliza y se inyecta en la cabeza de una columna
cromatografica. La evolución se produce por el flujo de una fase móvil de
gas inerte. A diferencia de los otros tipos de cromatografía es la de
transportar el analito a través de la columna. Existen dos tipos de
cromatografía de gas (GC): la cromatografía gas-solido (GSG) y la
cromatografía gas-liquido (GLC), siendo esta ultima la que se utiliza más
ampliamente y que se puede llamar simplemente cromatografía de gases
(GC). En la GSC la fase estacionaria es sólida y la retención de los analitos
en ella se produce mediante el proceso de adsorción. Precisamente este
proceso de adsorción, que no es lineal, es el que ha provocado que este tipo
de cromatografía tenga aplicación limitada, ya que la retención del analito
sobre la superficie es semipermanente y se obtienen picos de ebullición con
colas. Su única aplicación es la separación de especies gaseosas de bajo
peso molecular. La GLC utiliza como fase estacionaria moléculas de líquido
inmovilizadas sobre la superficie de un sólido inerte.
La GC se lleva a cabo en un cromatografo de gases. Este consta de
diversos componentes como el gas portador, el sistema de inyección de
muestra, la columna (Generalmente dentro de un horno), y el detector, como
podemos observar en la Figura 4.
19
Figura 4. Diagrama de un cromatografo de gases
Dr. Fernando Pino Morales, (2010)
2.4.1.2 Gas Portador
El gas portador cumple básicamente dos propósitos: Transportar los
componentes de la muestra, y crear una matriz adecuada para el detector.
Un gas portador debe reunir ciertas condiciones:
Debe ser inerte para evitar interacciones (tanto con la muestra como
con la fase estacionaria)
Debe ser capaz de minimizar la difusión gaseosa- fácilmente
disponible y puro-económico-adecuado al detector a utilizar.
El gas portador debe ser un gas inerte, para prevenir su reacción con el
analito o la columna. Generalmente se emplea gases como el helio, argón,
nitrógeno, hidrogeno o dióxido de carbono y la elección de este gas en
ocasiones depende del tipo de detector empleado. El almacenaje de gas
20
puede ser en balas normales o empleando un generador, especialmente en
el caso de nitrógeno y del hidrogeno. La ilustración de una cromatografía de
gases, podemos observar en la Figura 5.
Figura 5. Ilustración de una cromatografía de gases
Dr. Fernando Pino Morales, (2010)
2.5 DEFINICIÓN DE LA 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 superficie interracial. La retención superficial puede ser de
carácter físico-químico el proceso de seguro es irreversible. La adsorción
depende de la naturaleza de la sustancia adsorbida, de la temperatura y
estado de subdivisión del absorbente y de la concentración.
21
2.6 DEFINICIÓN DE LA 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.
Un ejemplo de una cromatografía de un gas natural podemos observar en la
Figura 6, que es el resultado del análisis de un gas procedente del campo
Villano Alfa del bloque 10, empresa Agip Oil Ecuador y recuperado en el
equipo scrubber de gas de las facilidades de producción.
En este análisis se observa la información que proporciona una
cromatografía de gas natural que es la siguiente:
Porcentaje en peso de los componentes
El porcentaje molar de los componentes
Densidad relativa
Peso molecular promedio (g/g mol)
Poder calórico del gas (BTU/pie3)
Octanaje del gas
Contenido del líquido del gpm (glns/MPC)
Contenido de agua( lbs/MMPC)
22
Reporte de una cromatografía de gases:
Figura 6. Cromatografía de gases
Agip Oil, (2009)
23
2.7 INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL
La industria del gas natural es un vasto sector, concentrado e intensivo en
capital. Debido al estrecho lazo que existe entre la exploración y la
producción del gas natural y del petróleo, las compañías petroleras son
igualmente las principales empresas implicadas en el sector del gas natural.
Sin embargo, el transporte y la distribución del gas se asemejan más al
sector del transporte y distribución de electricidad.
El gas natural sirve como combustible para usos doméstico, industriales y
para la generación de energía termoeléctrica. En el área industrial es la
materia prima para el sector de la petroquímica. A partir del gas natural se
obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es la materia prima de los plásticos.
En términos generales se puede asegurar que la utilidad del gas natural es
múltiple, aunque una de las primeras aplicaciones fue la producción de vapor
sustituyendo o complementando en instalaciones mixtas, la acción de los
combustibles sólidos o líquidos.
En todos los sectores del mercado energético y en casi todos los usos
finales, el gas natural compite con otros combustibles y formas de energía.
En la actualidad, el gas natural representa el 20% de la demanda de energía
primaria de la Unión Europea siendo estos porcentajes del 19% en el caso
del carbón y del 45% del petróleo. Las reservas probadas de gas natural son
abundantes y han crecido acompasadamente en las últimas décadas. A
pesar de haberse más que doblado el consumo de gas natural, sus reservas
probadas han crecido considerablemente más rápido que su consumo, ya
que se efectúan nuevos hallazgos continuamente y se elevan las reservas
de los yacimientos existentes por las mejoras en las técnicas de producción.
Las reservas totales probadas de gas natural en el mundo cubrirían la
demanda de más de 60 años a los niveles actuales de consumo. Los
expertos estiman que las reservas totales de gas natural son varias veces
mayores que las probadas, lo que prolonga el tiempo de vida previsto para
24
sus reservas y asegura que el gas natural puede actuar como una energía
puente hacia otro sistema energético en un futuro lejano.
Las aplicaciones industriales del gas natural se pueden resumir en:
2.8 APLICACIONES INDUSTRIALES DEL GAS NATURAL
2.8.1 FABRICACIÓN DE CERÁMICAS
Aquí la utilización del gas natural se sustenta, en que el gas natural tiene un
menor contenido de contaminantes. Además el poder calorífico de los
combustibles gaseosos, hace que sea posible efectuar el calentamiento
directo al producto, lo que permite obtener un grado de combustión elevado
y construir hornos más pequeños, para llevar a cabo el proceso.
2.8.2 INDUSTRIA DEL VIDRIO
Las propiedades físico-químicas del gas natural han hecho posible la
construcción de quemadores que permiten una llama que brinda la
luminosidad y la radiación necesarias para conseguir una óptima transmisión
de la energía calórica en la masa de cristal. Asimismo es importante
mencionar que con el gas natural el producto final (vidrio) sale limpio.
2.8.3 INDUSTRIA TEXTIL
Se utiliza al gas natural para el acabado de las fibras, este proceso requiere
mantener una presión constante del gas natural.
25
2.8.4 INDUSTRIA QUÍMICA
Se considera que una de las materias primas básicas para la síntesis
química industrial más importante es el gas natural.
2.8.5 INDUSTRIA DEL CEMENTO
Se consume una considerable cantidad de energía térmica en el proceso de
producción del cemento, la cual puede ser satisfecha por el gas natural.
En el Ecuador el gas natural producido por la compañía EDC ha sido
utilizado por la empresa Machala Power para la eléctrica desde Octubre-
2002 La industria azuaya utilizara el gas natural licuado, GNL. Las obras en
la planta licuefactora ya se iniciaron. Petrocomercial espera que las obras
concluyan en Agosto de 2011.
El objetivo es sustituir las importaciones de combustibles, que son
subsidiados por el Gobierno Nacional, con el fin de generar un ahorro diario
al Estado de USD 790 000 en importaciones de diesel.
El Estado a través de sus entidades de control asesorará a la industria en el
cambio de combustible. El objetivo es reducir costos de producción y de
contaminación ambiental.
El Gobierno Nacional financia el proyecto que asciende a 50 millones de
dólares. La planta se encuentra en Bajo Alto, provincia de El Oro.
El esquema que va a utilizar Petrocomercial es el que ya se utilizó en los
países europeos. El primer paso es generar el GNL, y después destinar para
el sector industrial. De acuerdo a las reservas que tenga el país, se puede
ampliar el uso de ese combustible a los domicilios y a los vehículos.
26
2.9 VENTAJAS AMBIENTALES DEL USO DEL GAS NATURAL
El gas natural es un combustible muy limpio comparado con los
combustibles tradicionales lo que facilita el cumplimiento de exigentes
normas ambientales. Una de las grandes ventajas del gas natural respecto a
otros combustibles, es la baja emisión de contaminantes en su combustión.
En la generación de una determinada cantidad de energía calorífica, el gas
natural es el que tiene menos emisiones, como lo muestra los datos
presentados en la Tabla 3.
Tabla 3. Emisión de contaminantes del combustible
(En términos del consumo energético)
Innergy Soluciones, (2010)
COMBUSTIBLE
HP MATERIAL
PARTICULADO
SOx ÓXIDO
DE SULFURO
NOx ÓXIDO DE
NITRÓGENO
Gas Natural 1 1 1
GLP 1,4 23 2
Keroseno 3,4 269 1,5
Diesel 3,3 1209 1,5
Residual N°5 15 4470 4
Residual N°6 39,4 4433 4
Carbón 157 5283 6
27
2.10 LEYES QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DE LOS
GASES
De los tres estados de agregación solo el estado gaseoso permite una
descripción cuantitativamente, se necesitan cuatro propiedades para
describir el estado del sistema. Estas propiedades son: masa, presión,
volumen y temperatura. La ecuación de estado del sistema es la relación
matemática que existe entre los valores de estas cuatro propiedades. Solo
se necesitan tres de estos para describir el estado, la cuarta puede
calcularse a partir de la ecuación de estado que se obtiene al conocer el
comportamiento experimental del sistema. En 1662, Robert Boyle, realizó las
primeras medidas cuantitativas del comportamiento de los gases en relación
con la presión y el volumen. Sus resultados indicaron que el volumen es
inversamente proporcional a la presión.
[2. 1]
Dónde:
= Presión
= Volumen
= constante
La ley de Boyle puede escribirse de esta manera:
[2.2]
Esta se aplica solo a una masa fija de gas a temperatura constante.
28
2.11 LEY DEL GAS IDEAL
Boyle determinó que el volumen de un gas es inversamente proporcional a la
presión a temperatura constante. Charles demostró que a presión constante
el volumen de un gas con cierta masa varía directamente proporcional con la
temperatura absoluta.
A partir del trabajo de Boyle y de Charles los científicos desarrollaron la
relación que ahora se conoce como la ley del gas ideal.
[2.3]
Dónde:
= Presión absoluta
= Volumen del gas
= Numero de Moles
= Constante universal de los gases
= Temperatura absoluta
Un gas ideal es un gas imaginario que obedece exactamente a leyes
simples como la de Charles y Boyle, tal gas tiene masa pero las moléculas
del gas en si no ocupan volumen y no existe interacción entre ellas. Ningún
gas real obedece con exactitud estas leyes en todos los intervalos de
temperatura y presión, aunque los gases ligeros (hidrógeno, oxígeno, aire,
etc.)
En ciertas circunstancias, si son consistentes con las leyes de los gases
ideales, particularmente cuando las presiones son bajas y las temperaturas
29
altas, el comportamiento de estos gases es semejante al de los gases
ideales.
La ecuación de gases ideales, es muy importante en el estudio de los gases,
debido a que no envuelve aspectos característicos de un gas en particular,
sino que es más bien una generalización aplicable a todos los gases.
Además de ser punto inicial para el desarrollo de ecuaciones de estados
más exactas que definen mejor el comportamiento de gases reales.
Al aplicar la ecuación de gases ideales a un proceso que incluya a un
cambio de un grupo inicial de condiciones a otro grupo final de condiciones,
se pueden establecer entre los términos semejantes, como se muestra a
continuación:
Dónde:
Numero de moles
Peso molecular del gas
Agrupando queda:
En el cual los subíndices 1 y 2 se refieren a las condiciones iniciales y
finales. Esta relación es muy útil para estimaciones de campo.
30
2.11.1 CONDICIONES ESTÁNDAR
Debido a que los gases varían su volumen respecto a la temperatura y la
presión, se han seleccionado diversos estados estándar de temperatura y
presión, con el objeto de poder comparar las propiedades volumétricas de
los gases y tener un patrón fijo de medida, por ejemplo, a la hora de medir
flujos de gases a diferentes condiciones de operación.
Las condiciones de temperatura y presión seleccionadas son:
Industria del gas natural: 60 °F y 14.7 Lb/pulg² abs.
Científicas universales : 32°F Y 760 mmHg
A estas condiciones se les denomina condiciones estándar. Basadas en las
condiciones estándar de la industria del gas, la relación entre moles y el
volumen que ocupa es la siguiente:
1 Mol (gas ideal) = 379 pie³
Nota: Normalmente el flujo estándar se expresa en:
Ingles = MMSCFD (Millón estándar cubic feet per day) 60 °F/ 14.7 Psia.
Español = MMPCND (Millones de pies cúbicos normales al día) 60°F/ 14.7
psi.
2.11.2 RELACIONES PARA GASES REALES
El comportamiento de gases según el modelo ideal, se cumple cuando se
manejan gases a baja presión, no obstante, cuando se tienen gases a alta
presión se obtienen desviaciones que pueden originar errores como un 55%
en vez del 2º 3% a presión atmosférica.
Se han propuesto muchas ecuaciones para representar relaciones de
presión, volumen y temperatura de gases reales, el problema es que son
31
complicadas y poco convenientes para su uso práctico. Para corregir la
ecuación de gases ideales se incluyó un factor de conversión (Z)
denominado factor de compresibilidad mediante el cual el volumen
computado por la ecuación de gas ideal es convertido al volumen real.
El factor de compresibilidad es razonable, conveniente y suficientemente
preciso para muchos requerimientos de ingeniería.
La ecuación corregida queda de la forma:
[2.4]
Dónde:
= Presión, psia
= Volumen, pies cúbicos
= Factor de compresibilidad
= Nᴑ. Moles
10.73
= Temperatura absoluta
El factor compresibilidad Z es adimensional (sin unidades) independiente del
peso y /o cantidad de gas y es determinado por las características del gas,
temperatura y presión.
2.12 NORMATIVA ECUATORIANA PARA EL GAS NATURAL
Para el manejo y uso del gas natural existen Normas que deben ser
aplicadas correctamente, teniendo como finalidad establecer las
características y especificaciones que deben cumplir el gas natural que se
conduzca en los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de
32
gas natural, para preservar la seguridad de las personas, medio ambiente e
instalaciones de los permisionarios y de los usuarios, siendo así que países
como México emplean la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SUCRE-2003,
CALIDAD DEL GAS NATURAL y Argentina con la resolución 259 del 2008.
Ecuador maneja la Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2 489: 2009. Esta
norma establece los requisitos que debe cumplir el gas natural; como lo
muestra la Tabla 4.
Tabla 4. Requisitos del gas natural según la NTE 2489: 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 4048
Azufre total (S)** mg/m³ ---- 15,0 ASTM D 5504 ASTM D 6228
oxígeno*** % ---- 0,2 ASTM D 4530
Inertes φ Nitrógeno (N2) φ Dióxido de carbono (C02)**** φ Total de inertes
% % %
---- ---- ----
5,0 3,0 5,0
ASTM D 1945
Humedad (H₂O)***** mg/m³ ---- 65 ASTM D 1142
Contenido de licuables a partir del
propano (C₃)******
O bien temperatura de roció 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
Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2 489: 2009
33
Esta Norma se aplica al gas natural seco, nacional o importado, que se
suministre en el país para consumo final de los sectores industrial,
automotriz, residencial y comercial entre otros.
METODOLOGIA
34
METODOLOGIA
3. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL
El gas natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación
de un yacimiento, generalmente posee características que lo hacen
inadecuado para su distribución y consumo.Por esta razón, en la mayoría de
los casos, los campos productores de gas cuentan entre sus instalaciones
con plantas de tratamiento. En ellos el gas procedente de los pozos se
adecua para el uso industrial.
3.1 PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O DESACIDIFICACIÓN
Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos
del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H₂S) y Dióxido Carbono
(CO₂). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de
Carbonillo (COS) y el Disulfuro de Carbono (CS₂), son de gran importancia
debido a su tendencia a dañar las soluciones químicas que se utilizan para
endulzar el gas.
El proceso de endulzamiento data, desde hace muchos años. Y en la
actualidad se dispone de procesos altamente específicos, con solventes y
aditivos complejos, que hacen que el endulzamiento sea de una gran
eficiencia, en vista que muchos otros procesos del gas dependen de este.
El proceso de endulzamiento se puede realizar a través de:
35
Procesos de Absorción
Procesos de Adsorción
Remoción con Membranas
3.1.1 ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL A TRAVÉS DEL
PROCESO DE ABSORCIÓN
La absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes,
aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fácilmente
absorbidos, este es un proceso en donde un líquido es capaz de absorber
una gaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de
absorción se realiza utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos.
Endulzamiento del gas natural a través de la absorción de gases: Las
condiciones del gas a tratar son: concentración de impurezas; temperatura y
presión disponible; volumen de gas a procesar; composición de
hidrocarburos; selectividad de los gases ácidos por mover; especificaciones
del gas ácido residual. Los procesos de endulzamiento se pueden clasificar
de acuerdo al tipo de reacción que presente:
Absorción Química ( proceso de Amina)
Absorción Física ( solvente Físicos)
Combinación de ambas técnicas.
3.1.1.1 Proceso de Aminas
En general de las soluciones utilizadas para la remoción de H₂S y CO₂ de
una comente gaseosa, las etanolaminas son las que tienen mayor
aceptación. Debido a su reactividad, disponibilidad de agentes químicos,
36
bajos costos de operación y alta experiencia en la industria de
endulzamiento de gas. El proceso de endulzamiento : Aminas, podemos
observabar en la Figura 7.
Figura 7. Diagrama de la planta de Endulzamiento de gas natural – absorción con aminas
Repsol YPF, ( 2010)
3.1.1.2 Proceso de Absorción con Solventes Físicos
Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber de manera
preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos.
En estos procesos el calor de reacción es menor que el calor de reacción con
solventes químicos. Aquí el proceso tiene mayor efectividad, cuando se trabaja
con una alta presión parcial del gas ácido y bajas temperaturas. Si el solvente
físico se utiliza para la remoción del (C02), la regeneración del solvente puede
realizarse simplemente por reducción de la presión de operación. La mayoría de
ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS
(SOLVENTES QUIMICOS)
Gas
agrio
Gas
Dulce
Amina
Rica
Gas
combustible
Gas ácido
Contactor
Separador de
entrada
Separador de
salida
Tanque
flash
HX amina
rica/pobre
Bomba
amina
Filtros
Enfriador
de amina
Rehervidor
Reclaimer
(opcional)
Bomba reflujo
Tambor
reflujo
Condensador
reflujo
37
los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden
deshidratar gas en forma simultánea.
3.1.1.3 Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos
Estos procesos trabajan con combinaciones de solventes químicos y físicos,
es lógico que presenten las características de ambos. La regeneración del
solvente se logra por separación en etapas múltiples y fraccionamiento.
Estos solventes pueden remover todos los gases ácidos, incluso el COS;
CS2 y mercaptanos. La selectividad hacia él (H2S) se obtiene ajustando la
composición del solvente y/o el tiempo de contacto .La solubilidad de los
hidrocarburos de alto peso molecular, no presenta un .grave problema, para
la eficiencia del proceso.
3.1.2 PROCESO DE ENDULZAMIENTO POR MALLAS MOLECULARES
Se pueden utilizar para absorber físicamente los gases ácidos y luego se
regeneran utilizando elevada temperaturas o disminuciones de la presión.
Las mallas moleculares son consideradas un método sofisticado, por lo tanto
se utilizan fundamentalmente, cuando necesitan eliminar pequeñas
cantidades de gas ácido.
3.1.3 PROCESO DE ENDULZAMIENTO POR ADSORCIÓN
Los procesos de adsorción, en general se caracterizan por adsorber, de
manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de gas
natural. El proceso, también lleva asociado calor de la solución, el cual es
considerablemente más bajo que el calor de reacción de los procesos de
38
reacción con solventes químicos. La carga de gas ácido en los solventes
físicos o en los procesos de adsorción es proporcional a la presión parcial
del componente ácido del gas que se desea tratar.
3.1.4 CONSECUENCIA DE NO ENDULZAR
La principal consecuencia de no realizar el proceso de endulzamiento del
gas es la corrosión. La corrosión es una condición operacional que se debe
manejar en todas las instalaciones de endulzamiento. El tipo de solución
endulzadora y su concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de
corrosión. Los lugares más propensos a la corrosión son el rehervidor, el
intercambiador de calor y el generador, debido a las temperaturas elevadas
que se manejan.
3.1.5 FACTORES INVOLUCRADOS EN LA SELECCIÓN DE UN
MÉTODO DE ENDULZAMIENTO.
El procedimiento de selección de un método de endulzamiento tiene una
gran importancia y los factores que están involucrados en la selección del
proceso de endulzamiento son:
La afinidad del solvente o los gases ácidos con los hidrocarburos
Degradación de los solventes por la presencia de oxígeno o trazas de
componentes contaminantes.
Costos operativos y confiabilidad del proceso
Condiciones climáticas y toxicidad o reactivo
Disposición de los subproductos
39
3.2 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL
La deshidratación del gas natural se define como la extracción del agua que
está asociada, con el gas natural en forma de vapor y en forma libre. La
mayoría de los gases naturales, contienen cantidades de agua a la presión y
temperatura los cuales son extraídos del yacimiento. En general, se puede
señalar, que el contenido de agua o vapor de agua en el gas, así como el
contenido de hidrocarburos condensables ante un aumento de presión o
disminución de temperatura, resultan inconvenientes para la conducción del
gas por tuberías ya que provocaría obstrucciones de importancia. Es por ello
que el Gas Natural debe ser sometido a un proceso de deshidratación.
3.2.1 AGENTES DESHIDRATANTES
La deshidratación se puede efectuar por diferentes agentes entre los que
podemos mencionar:
Ácido sulfúrico concentrado
Alumina activada
Silica gel
Tamices moleculares
Glicol
De todos los mencionados anteriormente uno de los más usados en una
planta de extracción es el Glicol.
40
3.2.2 DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL CON GLICOLES
Estos componentes se encuentran en una gran cantidad, pero los que más
se utilizan en el proceso de deshidratación del gas natural son:
Etilenglicol (EG).- Cuya fórmula química es HOC₂H₄OH, luego su
peso molecular es 62,10 (lb/lbmol), tiene su punto de congelamiento
en 8 °F.
Di etilenglicol (DEG): Fórmula química es OH (C₂H₄O)₂H. El peso
molecular es de 106,1 (lb/lbmol), mientras que el punto de
congelación es de17 °F.
Trietilénglicol (TEG): Fórmula química es OH (C₂H₄O)₃H. El peso
molecular alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de
congelación es de 19°F.
Tetraetilénglico (TTEG): Fórmula química es OH (C₂H₄O)₄H, su peso
molecular es 194,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 22°F.
Los Glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que
permiten obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, con las pérdidas
de vapor son menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el
Trietilénglicol (TEG) no debe utilizarse a temperaturas inferiores a 50°F, ya
que se incrementa mucho la viscosidad, el Etilenglicol (EG) y etilenglicol
(DEG), se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas, tanto en
los procesos de refrigeración y expansión. Ninguno de los dos debe usarse a
una temperatura menos a 20°F, todo provoca que el uso de los glicoles en el
proceso de deshidratación de gas Natural, sea de mucha importancia, ya
que es un proceso, que puede ser de alta eficiencia, siempre y cuando el
proceso de manejo, dentro de los parámetros operacionales establecidos, ya
41
que caso contrario no se puede producir un proceso eficiente. En la figura 8.
Se puede observar un diagrama de la deshidratación con glicol.
Figura 8. Diagrama de la Deshidratación con Glicol
Repsol YPF, (2010)
ANALISIS DE
RESULTADO
42
ANALISIS DE RESULTADOS
4. BLOQUE 16
A continuación se describe el sistema operativo del bloque 16, y se aclara
que en el presente trabajo la propuesta de optimización de generadores
eléctricos en base a la recuperación del gas natural es para las
FACILIDADES DE SUPERFICIE NORTE (NPF).
Repsol opera el bloque 16 desde 1999, año en el que asumió el 99% de las
acciones de YPF. Mediante un acuerdo con la estatal Petroecuador, Repsol
opera, además las áreas Biogi-Capiron y el Campo Tivacuno.
El 23 de noviembre de 2010 se acordó la modificación del contrato de
participación para la explotación y exploración de hidrocarburos en el bloque
16, para adoptar el modelo de contrato de prestación de servicios. El nuevo
contrato tendrá vigencia hasta 2018. Asimismo, el 22 de Enero de 2011 se
suscribió el contrato de prestación de servicios del bloque Tivacuno.
El Bloque 16, está ubicado en la provincia Oriental, y con Tivacuno y Bio-
Capiron suma una extensión de 220 mil hectáreas. En su interior se
construyeron sofisticadas instalaciones requeridas para el procesamiento del
petróleo proveniente del Bloque y de los campos Bio-Capiron y del área
Tivacuno, facilidades que permiten un adecuado y técnico manejo de la
actividad petrolera que por realizarse dentro de un área protegida, el Parque
Nacional Yasuni, requiere de especiales cuidados y de la autorización de
técnicas que permitan integrar las necesidades de desarrollo del Ecuador y
la conservación de la Amazonia.
Tanto las Facilidades de Producción del Norte (NPF, siglas en inglés) como
las Facilidades de Producción del Sur (SPF, siglas en inglés) cuentan con
43
todas las disposiciones que la moderna técnica aconseja para este tipo de
infraestructura. El petróleo que se produce en el Bloque 16 y en Biogi-
Capiron, es transportado hasta Lago Agrio a través de un oleoducto
subterráneo de 120 Kilómetros de longitud que cuenta con los más
innovadores sistemas y estándares de seguridad.
Otro aspecto de la tecnología que se aplica en el Bloque 16, es el excelente
tratamiento de los lodos de perforación y la reinyección del agua de
formación que se produce conjuntamente con el petróleo.
La incorporación de sofisticada tecnología en geología, geofísica,
exploración y producción de crudo pesado, hace de la operación del Bloque
16 un modelo de gestión con mínimo impacto ambiental y prácticamente sin
emisiones ya que se realiza la combustión del gas para generar energía.
4.1 INFRAESTRUCTURA E INGENIERIA DEL BLOQUE 16
El Bloque 16, se encuentra ubicada en el Oriente Ecuatoriano, más
específicamente en la Provincia de Orellana al noreste del Ecuador, como lo
muestra la Figura 9.
Figura 9. Mapa del Ecuador bloque 16
Repsol YPF 2010
44
Dentro del bloque 16, se encuentra varios campos especialmente en la zona
sur. Estos campos son los siguientes: Amo, Ginta, Iro, Daimi, Dabo y Biogi-
Capiron, que es un campo compartido con el Estado. Estos campos antes
mencionados son los campos que dentro del bloque están en fase de
explotación y desarrollo como se establece en la Figura 10.
Figura 10. Diagrama del flujo general de las facilidades del bloque16
Repsol YPF, (2010)
En el grafico se detalla las instalaciones de superficie que compone el
bloque 16, que inicia desde el SPF (facilidades de producción sur) hasta su
punto de fiscalización en Lago Agrio. El petróleo es extraído en los well pad
(plataformas donde están todos pozos de producción) en el campo sur del
bloque 16 que son Amo, A, B, C, Dabo, Daimi A y B, todo el fluido es llevado
45
hacia la planta de deshidratación del SPF (facilidades de producción Sur).
donde es separado las tres fases del fluido (petróleo, agua de formación,
gas) para ser almacenado cada uno de estos. El petróleo es enviado por el
oleoducto hacia el NPF(facilidades de producción Norte ) que ingresa a la
planta de deshidratación para ser almacenado en los tanques, también se
recibe el fluido extraído de los well pad (plataforma de producción ) de
Capiron y Tivacuno para ser deshidratado, luego del proceso en el NPF
(facilidades de producción Norte). Se procede a enviar el petróleo a Lago
Agrio debiendo pasar por la estación de rebombeo hasta llegar a los puntos
de fiscalización del OCP (Oleoducto de Crudos Pesados) y SOTE (Sistemas
de Oleoductos Transecuatoriano); como muestra la Figura 11.
Figura 11. Diagrama de flujo de la planta NPF (Facilidades de Producción Norte)
Repsol YPF, (2010)
46
En el grafico se detalla gráficamente las instalaciones de superficie de la
planta del NPF (facilidades de producción Norte). El crudo llega desde la
planta del SPF (facilidades de producción Sur). y se mezcla con el fluido que
llega desde BOGI, CAPIRON y TIBACUNO ingresa a un cabezal donde se
reparte la carga del fluido hacia los 2 trenes de deshidratación. Cada tren
consta de 2 free wáter (separador de agua libre), 2 intercambiadores de
calor, 1 separador de producción, 1 deshidratación, 1 scrubber de agua. Se
cumple un proceso mecánico y físico químico para tener las tres fases bien
definidas para su buena separación.
4.2 PLANTAS ELECTRICAS Y FUNDAMENTOS DE LA
GENERACION ELECTRICA
El objetivo fundamental del área de generación eléctrica, es proporcionar la
energía necesaria para la explotación, producción y transporte del petróleo,
es por eso que la compañía Repsol YPF cuenta con los equipos de
generación NPF (facilidades de producción Norte). SPF (facilidades de
producción Sur). Y SSDF, para poder proporcionar la energía que se
necesita, la operación de los equipos de generación eléctrica la de la misma
manera en los campos.
4.3 SISTEMA DE GENERACION INTERNA ELECTRICA DE
NPF (Facilidades de Producción Norte)
Este sistema cuenta con dos grupos de electrógenos accionados por dos
turbinas a diesel, LM2500, GE, las cuales generan una capacidad de energía
de 18.5 Mw cada uno, un generador a diesel, Detroit, que genera una
capacidad de energía de 1Mw.
47
Figura 12. Generador A LM250 a diesel
Repsol YPF, (2010)
48
Figura 13. Generador Dual Diesel / Gas
Repsol YPF, (2010)
En la Compañía Repsol los equipos de generación eléctrica están formados
por: un equipo impulsor (turbinas o motores de combustión interna), un
equipo impulsado o accionado (generador eléctrico) y además cuenta con
equipos auxiliares.
4.3.1 TURBINA A GAS
Una turbina es básicamente una máquina caliente en la que se genera
energía térmica y luego lo convierte en energía mecánica a través de la
aplicación de un proceso termodinámico, los eventos que ocurren este ciclo
son:
Compresión
Combustión
Expansión
Escape
La compañía Repsol YPF cuesta en la actualidad con dos tipos de turbinas
que son:
Turbinas LM2500 de General Electric
Turbinas Solar Centauro H50
49
Figura 14. Turbina
Repsol YPF, (2010)
4.3.2 TURBINAS LM 2500. GE
Son fabricadas por General Electric y consisten en:
Generador de Gas (GG)
Turbina de potencia
Exhaust
El generador de gas es el encargado de generar los gases calientes para la
turbina de potencia y está formado por:
La sección de entrada la cual direcciona el aire al interior del compresor y
proporciona un flujo de aire estable, tal como se representa en la Figura 15.
Figura 15. Interior de una turbina solar
Repsol YPF, (2010)
50
La sección del compresor tiene como propósito fundamental comprimir el
aire para la combustión, tiene 16 etapas de flujo axial con una relación de
compresión de 18 a 1 sus componentes son:
Estructura frontal del compresor (CFF)
Rotor del compresor
Estator del compresor ( CRF)
Tiene 6 etapas de alabes variables 1000 RPM
Estator soportado en el CFF y en el CRF
Rotor soportado en rodamientos 3R, 5B Y 4R
La sección de la cámara de combustión la cual es una cámara anular
que cuenta con treinta inyectores y dos bujías.
4.3.3 TURBINAS DE ALTA PRESIÓN
La función de esta turbina es extraer energía del flujo de gases calientes
para poder mover el rotor del compresor el mismo que esta acoplado
mecánicamente, el cual está formado por un rotor y un estator de dos etapas
cada uno, esta turbina está soportada en los bearing 4B Y 5R.
4.3.4 TURBINAS DE POTENCIA
Es una turbina de baja presión gira a 3 600 revoluciones por minutos (RPM),
tanto el rotor como el estator constan de 6 etapas de alabes, el eje de esta
turbina tiene acople físico con el eje del generador eléctrico, esta turbina
esta soportado en los bearing 6R, 7R y 7R, la cual está acoplada
51
aerodinámicamente a la HPT (Turbina de alta Potencia), cuenta con un
ducto de escape que sirve para expulsar los gases calientes luego de mover
la turbina de potencia (PT).
4.3.5 TURBINAS SOLAR CENTAURO 50
Estas turbinas tienen una capacidad de energía de 3,5Mw, tiene un solo eje,
y sus principales componentes son: entrada de aire, generador de gas y el
compresor que tiene 11 etapas de rotor y estator, es de flujo axial, tiene tres
alabes variables y gira a 14 950 RPM. Una turbina solar internamente
podemos observar en la Figura 16.
Figura 16. Partes internas de una turbina solar Centauro.
Repsol YPF 2010
Tiene una cámara de combustión que es una cámara anular que tiene doce
inyectores , una antorcha, una bujía y además es dual ( diesel y gas
combustible ), una turbina de potencia, que tiene tres etapas de rotor y
estator y su eje está acoplado directamente al generador eléctrico y cuenta
con una caja de engranajes que reduce la velocidad de 14 950 a 1 800 RPM,
cuenta con un ducto de escape que expulsa los gases calientes luego de
52
mover la turbina de potencia, además con un sistema de soporte ( aire,
arranque, combustible, aceite y control) y con accesorios (válvulas bleed,
enfriadores de aceite).
4.4 ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO DE UN
GENERADOR ELÉCTRICO
El generador eléctrico es una máquina que consiste en estaciones de
bobinas de alambre de cobre. Denominado estator Winding, y un campo
magnético giratorio, denominado rotor o generador de campaña, la rotación
del generador de campo causa corriente eléctrica a través de la corriente del
estator bobinado, cuando el estator bobinado está conectado a la carga, la
corriente fluye desde el generador a través de los bobinados al motor
eléctrico bobinados produciendo la rotación motor. El flujo de corrientes a
través del motor eléctrico regresa al generador estator devanado.
El generador eléctrico es el encargado de convertir la energía mecánica en
energía eléctrica. Para que un generador produzca energía eléctrica debe
ser: Excitado, Controlado y su salida debe estar conectada a un sistema de
distribución se deben verificar lo siguiente parámetros como un voltaje, la
frecuencia y la secuencia base, esto permite que las señales del generador
como el sistema de distribución se encuentren sincronizados.
El generador eléctrico está formado o estructurado de las siguientes partes:
Excitatriz de Campo
PMG (Generador de magnetismo permanente)
Rotor de la excitatriz
53
Rectificador trifásico de onda completa
Excitatriz de la armadura (Rotor)
Bobinado de fuerza (Estator)
Sistema de excitación
Sistema de sincronización
Sistema de protección
Protección eléctrica
Protección mecánica
Figura 17. Generación Eléctrica
Repsol YPF, (2010)
54
4.5 EQUIPOS DE GENERACION INSTALADOS EN EL
BLOQUE 16
Dos turbinas LM 2 500, GE. 18.5 Mw
Cinco Generadores a gas, WUAKESHA, 1.05 Mw.
Un Generador a Diesel, Detroit, 1Mw.
Capacidad instalada 43,25 Mw.
4.6 PROCESOS DE PRODUCCION PETROLERA EN EL
BLOQUE 16
La producción actual en el bloque 16 es de 55 000 barriles diario de crudo
pesado de 16 grados API, con cortes de agua de hasta 90%, es decir,
extraen 9 barriles de agua por cada barril de crudo, esto da una media de
495 000 barriles diarios de aguas de formación. La compañía Repsol YPF
pretende ampliar el contrato desde el 2011 hasta el 2020, son parte del OCP
(Oleoducto de Crudos Pesados).
Este crudo tiene una gran cantidad de azufre, establecida en
aproximadamente el 2,35%, por lo que es altamente corrosivo, por lo que se
espera que la vida útil de las instalaciones petroleras sea muy corta y que
los problemas ambientales por derrames y otros accidentes sean muy
frecuentes en corto plazo.
55
4.6.1 PLANTAS DE PRODUCCIÓN (OPERACIONES)
El fluido proveniente de los Well Pads (plataforma de producción): crudo,
agua ya gas ingresa a las estaciones de tratamientos en NPF (Facilidades
de Producción Norte) a través de los recibidores y posteriormente en el
cabezal principal, mediante un manifold se direcciona hacia el tren A, tren B
y tren C de separación para que posteriormente ser almacenados en los
tanques el crudo, gas y agua de formación.
A continuación en la Figura 18. Se muestra un esquema general de
producción petrolera en Repsol, podemos ver el Well Pad (Plataforma de
Producción) sale por el oleoducto secundario hacia la Planta de
deshidratación y de la planta hacia los Well Pad por la línea de agua de
formación para su reinyección.
Figura 18. Esquema del proceso de producción de crudo
Repsol YPF, (2010)
56
4.7 BOTAS DE DESGASIFICACION
El crudo ingresa por la parte superior de la bota desgasificadora y cae
golpeando en los platos internos permitiendo lograr el objetivo de este
proceso el cual es de extraer el gas que se ha disuelto en el crudo que
proviene de la deshidratadora la que se realiza a través de placas colocadas
alternadamente dentro de la bota donde se produce una liberación de gas la
misma que es extraída por medio de una presión negativa -2PSIA generada
por el compresor de baja presión, desde el sistema de recovery gas.
Observamos las líneas de flujo de entrada de crudo y salida de crudo y gas
de la bota desgasificadora como lo muestra la Figura 19.
Figura 19. Botas de Desgasificación
Repsol YPF, (2010)
57
4.8 PROCESO DE CUANTIFICACION DEL GAS QUEMADO
EN TEA
Los países que más queman en los pozos son Nigeria (24 100 millones de
metros cúbicos en 2004), Rusia (14 700 millones de metros cúbicos), Irán
(13 300 millones de metros cúbicos), Irak (8 600 millones de metros
cúbicos), Angola (6 800 millones de metros cúbicos), Qatar (4 500 millones
de metros cúbicos), Argelia (4 300 millones de metros cúbicos) y Guinea
Ecuatorial.
La industria de petróleo y gas del Ecuador actualmente emite 0,66 millones
de toneladas de dióxido de carbono (Mt CO2e) 0 1.49 Bcf (Barriles de pies
cúbicos) (42.3 millones de m³) de CH4. Se prevé que en el año 2020, este
volumen de emisiones aumentara a 1.16 millones de toneladas de dióxido de
carbono (Mt CO2e) o 2,61 Bcf (Barriles de pies cúbicos) (74 millones m³)
En territorio Ecuatoriano Repsol quema alrededor 200 millones de metros
cúbicos diarios de gas, producto de la extracción petrolera de sus pozos.
Figura 20. Gas quemado TEA SPF y generación Gas / Diesel NPF
Repsol YPF, (2010)
58
4.9 PROPUESTA DE OPTIMIZACION DEL GAS DEL
SISTEMA REPSOL
Sería muy importante que Repsol, aparte del beneficio ambiental que podría
producir al optimizar el uso del gas que se obtiene al extraer el petróleo,
pueda utilizar el mismo para evitar el consumo de Diesel en su generadora
eléctrica actual. Esta planta durante todo el día trabaja con generación a gas
proveniente de los pozos de producción, excepto dos horas, cuando se
realiza el envió del PIG de mantenimiento y limpieza interna de oleoducto
secundarios (Daimi, Iro, Ginta y Amo), provocando la llegada muy alta de
gas, la que no es aprovechada y es quemada en tea, por su limitante de
compresión y almacenamiento, posteriormente, el abastecimiento de gas
decae notablemente y por el transcurso de 2 horas, el generador eléctrico
(turbina dual) pasa a consumir Diesel, mismo que es autoabastecido por la
misma empresa en la planta topping a un costo muy alto.
La propuesta consiste en aprovechar el gas que es enviado a ser quemado
en tea y utilizarlo para la generación de energía en una turbina LM 2 500,
que durante la caída de presión de gas pasa a generar a diesel, para ello se
procedió a convertir la turbina LM 2 500 a sistema dual ( Gas- Diesel), esta
decisión se orientó a eliminar el consumo de diesel con lo que se encontraba
funcionando y a su vez funcionar en un 100% con gas, quedando la opción
de que la maquinarias trabajen solo en caso de emergencia y por
mantenimiento a Diesel.
4.10 RECUPERACIÓN DE GAS DE BAJA PRESIÓN EN LA
PLANTA DE PRODUCCIÓN (facilidades de
producción norte)
En diciembre del 2011 entro el sistema de captación de gas para ser
utilizarlo como combustible para la generación eléctrica en la planta
59
NPF(Facilidades de Producción Norte), con este proyecto Repsol direcciono
el gas residual de destilación y el gas provenientes de los tanques de agua
de formación y desgasificación de crudo al sistema de recuperación de gas
para generación eléctrica aprovechando de esta manera como combustible y
minimizando la quema de gas por antorcha, pero esto no fue suficiente ya
que al realizar los estudios no se tomó en cuenta las sobre presiones y bajas
presiones que se tienen al momento de llegar el PIG de limpieza en los 4
oleoductos secundarios que llegar al SPF( Facilidades de Producción Sur).
4.11 PROPUESTA DE OPTIMIZACION Y RECUPERACION
DEL GAS NATURAL EN LA FACILIDADES NPF
Se instalaran dos nuevas unidades de compresión, que servirán como
respaldo a las unidades existentes. Un sistema de compresión será para el
gas de baja presión recolectado en las botas de gas, en los diferentes
tanques recovery gas y los demás sistemas de gas blanketing, depuradores,
etc., mientras que la otra unidad de compresión es la de alta presión que
toma el gas de los acumuladores de gas combustible y eleva la presión para
uso como gas combustible en la turbina LM 2 500.
4.12 DESCRIPCCION DEL SISTEMA ACTUAL
El presente estudio comprende el análisis de dos sistemas de compresión
uno correspondiente al recobro de gas de baja presión de los diferentes
sistemas de baja y otro de elevación de presión para uso en la turbina LM-2
500. A continuación en la Figura 21, 22, 23 se muestra un diagrama del
compresor de flujo de las instalaciones.
60
Figura 21. Diagrama del sistema de recovery gas existente
Repsol YPF, (2012)
61
Figura 22. Diagrama del compresor C-2067C
Repsol YPF, (2012)
62
Figura 23. Instalación de dos compresores de baja y alta presión
Repsol YPF, (2012)
62
4.12.1 RECOBRO DE GAS DE BAJA PRESIÓN
Este sistema es el encargado de optimizar todo el gas que se recupera en
las botas de gas, en los diferentes tanques de agua y de crudo del NPF
(Facilidades de Producción Norte), así como el gas que sale de los tanques
durante el proceso de llenado, y desplazamiento del gas de blanking y
también el gas que se usa en los scrubbers de flujo cruzado en la planta de
tratamiento de agua de formación. Los gases de los depuradores de agua de
producción y de las botas desgasificadoras, a presión atmosférica
aproximadamente son recolectadas y llevadas al cero enfriador E-2063
A/B/C/D, el cual baja su temperatura hasta aproximadamente 120 °F, y de
allí, es llevado al separador de gas de recobro V-2061, en donde le son
removidos los líquidos (agua e hidrocarburos) dejándolos las fases bien
definidas. Del V-2061 el gas es succionado por el compresor C-2067B
(existente) o por el nuevo C-2067C (propuesta de nuevo a instalar).
En tanto que los gases provenientes del cabezal del retorno de gas
blanketing (gas de manto) y desde scrubber de agua se mezclan y son
llevados al Scrubber Recuperador de Gas V-2072, a una temperatura
aproximadamente de 120 °F, en donde le son removidos los líquidos (agua e
hidrocarburos). Del V-2072 el gas es succionado por el compresor C-2067
(existente) o por el nuevo C-2067C (nuevo, instalar). Como flexibilidad
operacional, del V-2072 los gases pueden ser llevados al aeroenfriador E-
2063, siempre y cuando las condiciones de presión sean las adecuadas.
Esta establecido que solo un compresor trabajara a la vez o sea que un
compresor es respaldo del otro. Dejando la posibilidad de operar con los dos
compresores en paralelo con la finalidad de mayor captación de gas durante
la llegada de PIG de limpieza. El compresor es en realidad un paquete, con
su propio depurador de succión (V-2067AB), compresor rotativo de tornillo
63
lubricado, separador de aceite y gas con filtro coalescente incorporado, y
aeroenfriador de gas y de aceite de doble haz de tubos.
El gas comprimido, libre de aceite, enfriado y con condensados y agua, sale
de este sistema a aproximadamente a 120 °F, y es llevado al depurador V-
2062, en donde le son retirados los hidrocarburos condensados y el agua, y
el gas es dispuesto para su uso en el sistema de gas de blanketing o como
gas combustible.
4.12.2 COMPRESIÓN DE GAS PARA TURBINA DUAL (G2170B)
Este sistema es el encargado de suministrar el gas requerido por la turbina
dual G2170B para su correcta operación, a las condiciones de presión
requerida por esta última, la presión requerida necesaria es 385 PSI la cual
deberá ser constante, caso contrario la turbina se apagaría por baja presión
del combustible. El gas almacenado en los recipientes V-3010/3011/3012 es
llevado al sistema de compresión a través de los filtros coalescentes F-101
A/B (existentes), o F-1793 A/B (propuesto a instalar), previo control de
presión aguas arriba de los filtros, mediante las válvulas reguladoras de
presión PV. Una vez el gas pasa por los filtros, es succionado por el
compresor C-3121 A (existente), o C-3121B (propuesto a instalar), la función
de estos compresores es suministrar una presión constante de gas
combustible para la turbina la cual debe mantener en 385 PSI.
En realidad, cada compresor es un sistema con su propio depurador de
succión, un compresor de dos etapas, un sistema de aeroenfriador
intermedio (intercooler), un depurador de gas de succión de segunda etapa y
su propio sistema de reciclo. El gas sale de este sistema caliente, ya que no
tiene enfriador de segunda etapa, y de aquí va a los filtros de post
compresión F-102 A/B, para de allí ser llevado a la turbina G2170B. El
sistema de compresión sube la presión del gas desde aproximadamente
64
90PSI a la succión después de las válvulas reguladores de presión a la
succión, hasta 385 PSI, que es la presión requerida por la turbina, la presión
en los acumuladores de gas es de 220 PSI.
4.12.3 SISTEMA DE GAS DE BAJA PRESIÓN
El gas proveniente de las botas de gas, sistema de gas blanketing y gas de
los scrubbers de flujo cruzado es recolectado y enfriado en los E-2063,
equipos que tienen arranque y parada manual. Los fluidos pasan al V-2061,
un separador trifásico con bota, en donde le son removidos los hidrocarburos
mediante el sistema de control LIC-4117, y el agua de la bota, mediante el
sistema de control de interface LIC-4113.
El gas sale del V-2061 por su propia presión, por una línea libre, hacia la
succión del sistema de compresión C-2067C a través de la línea de 10
pulgadas. Se ha dispuesto una conexión para que el gas recuperado de los
Scrubbers de agua, así como el gas del cabezal de retorno de gas
blanketing y que ha pasado por el depurador V-2072 pueda ser también
succionado por este compresor. Los gases recolectados en esta línea de 10
pulgadas entran al depurador del sistema de compresión C-2067C, este
depurador se encarga de evitar la entrada de líquidos al compresor, lo cual
podría causar problemas graves al mismo. Este depurador cuenta con
control de nivel de líquidos, LC4156C que enciende la bomba de diafragma y
envía los líquidos de retorno hacia el sistema de drenaje cerrado. El
depurador cuenta además con interruptor de muy alto nivel, LSHH 4155C, el
cual al ser activado apaga el compresor.
El gas que sale del depurador es succionado por el compresor y mezclado
en su entrada con el aceite de lubricación del mismo, que a su vez actúa
como refrigerante. La mezcla de gas y aceite salen del compresor a 50 psig,
y val al separador gas/aceite, V-2067C. En este separador se elimina el
65
aceite líquido del gas, quedando el aceite en la parte baja del recipiente y el
gas sale por su propia presión por la parte superior a través del filtro de
salida, hacia el aeroenfriador incluido en el paquete. El aceite es re circulado
desde el separador hacia el enfriador de aceite, el cual cuenta con una
válvula controlada de temperatura de aceite, TCV-4161C, que mantiene la
temperatura del aceite en el ciclo en el valor adecuado, impidiendo que este
tan frio que condense los hidrocarburos del gas, o que esta tan caliente que
sea arrastrado con la corriente de gas.
El gas pasa por el aeroenfriador E-2068C, en donde se enfría hasta
aproximadamente 120°F, y de allí es llevado al separador de gas V-2062
para la remoción de los líquidos formados por la compresión y enfriamiento,
y que pueda ser usado en los diferentes servicios. Este último equipo es
existente y presta servicio a la unidad actual de baja presión, C-2067B.
4.13 PROCESOS DE TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL
PARA SER UTILIZADO EN LAS TURBINAS DEL NPF-
REPSOL
Para la instalación de las unidades de compresión para el sistema de
recobro de gas de baja presión y sistema de compresión para turbina,
efectuados para el presente proyecto, será necesario instalar dos
compresores (uno de baja y uno de lata presión) en el NPF (Facilidades de
Producción Norte) del Bloque 16.
La presión de succión mínima de diseño que puede manejar el compresor
del sistema de baja será de -2 PSI.
Para utilizar cualquier Gas combustible es necesario conocer cuáles son sus
propiedades Físico-Químicas y su composición, esto se hace mediante una
Cromatografía y en el presente capítulo se desarrollara los cálculos
necesarios para Caracterizar un Gas Natural en base a los resultados de la
66
Cromatografía realizada en el laboratorio de Análisis Instrumental de la
Escuela Politécnica Nacional. Los resultados básicos se presentan a
continuación en la Tabla 5.
Tabla 5. Resultado de la cromatografía del gas natural obtenido del NPF-Repsol
Las condiciones de trabajo para la utilización del Gas del Recobro:
Temperatura 120 º F (48,9 C) ,580 °R
Presión: 385 psia
Caudal: 3´85 MMPCD
Cálculos de las Propiedades Físicas:
Gas composición gas natural REPSOL
Formula Química
% Peso
Nitrógeno N2 2.12
Metano CH4 71.71
Dióxido de Carbono
CO2 4.5
Etano C2H6 11.14
Sulfhídrico H2S 0.1
Agua H2O 2.6
Propano C3H8 1.09
I-Butano C4H10 1.27
n-Butano C4H10 1.11
I-Pentano C5H12 1.2
n-Pentano C5H12 1.04
I-Hexano C6H14 0.1
n-Hexano C6H14 1.09
I-Heptano C7H16 0.95
67
a) Calculamos el Número de Moles de cada Gas en la mezcla
[4.1]
Dónde:
= Numero de moles de gas en la mezcla
= Peso del Gas en la Mezcla en base a 100gr de peso total
Peso Molecular del Gas
Realizamos este cálculo para cada componente de la mezcla
La sumatoria resulta en el Número de Moles totales
b) Calculamos la Fracción Molar de cada Gas en la Mezcla
[4.2]
Dónde:
Fracción molar del gas en la mezcla
: numero de moles del gas en la mezcla
68
: numero de moles totales
De esta forma se calcula la fracción molar debe cada elemento en la mezcla;
la sumatoria debe resultar =1.0.
c) Calcular el Peso Molecular de la Mezcla Gaseosa
[4.3]
Dónde:
= fracción molar del gas en la mezcla
Peso molecular del gas (datos tomadas del manual de la GPSA capítulo
23)
18.923 gr/gr mol 18.923 lb/ lb mol 18.923 Kg/Kg mol
d) Los resultados globales se presentan en la Tabla 6.
69
Tabla 6. Cálculos- Resultados
e) Gas Ideal y Gas Real
Cuando un Gas está relativamente a altas temperaturas (sobre 80ºC) y a
bajas presiones (hasta 3 atmosferas) se comporta como gas ideal y cumple
las leyes que cuantifican este comportamiento (ver ecuaciones 2.4). Pero si
las condiciones cambian, disminuye la temperatura y se incrementa la
presión, el gas se comporta como gas real y debe introducirse en la
ecuación general de los gases ideales un factor de corrección denominado
“Factor de Comprensibilidad z” que por definición es:
[4.4]
gas
% peso
numero de moles (ni)
% moles
fracción molar
yi
peso molecular
componente (g/g-mol)
peso molecular
mezcla (g/g-mol)
N2 2,12 0,076 1,43 0,014 28,013 0,401 metano 71,71 4,470 84,57 0,846 16,043 13,567
CO2 4,5 0,102 1,93 0,019 44,01 0,851 Etano 11,14 0,370 7,01 0,070 30,07 2,108 H2S 0,1 0,003 0,06 0,001 34,082 0,019
Agua 2,6 0,144 2,73 0,027 18 0,492 propano 1,09 0,025 0,47 0,005 44,097 0,206 i-butano 1,27 0,022 0,41 0,004 58,123 0,240 n-butano 1,11 0,019 0,36 0,004 58,123 0,210 i-pentano 1,2 0,017 0,31 0,003 72,15 0,227 n-pentano 1,04 0,014 0,27 0,003 72,15 0,197 i-hexano 0,1 0,001 0,02 0,000 86,177 0,019 n-hexano 1,09 0,013 0,24 0,002 86,177 0,206 i-heptano 0,95 0,009 0,18 0,002 100,204 0,180
TOTAL
100,02
5,286
100,00
1,000 18,923
peso molecular del gas
70
Las Condiciones Reales son las de trabajo del Gas sea que este dentro del
pozo, fuera del pozo o vaya a ser utilizado. Las Condiciones Estándar
pueden ser tomadas como Ideales, estas son:
Presión = 14,7 psia
Temperatura= 0ºC ( 273,15 ºC)
Pero para la industria Hidrocarburifero, Gasífera y para transacciones
comerciales las condiciones estándar son:
Presión = 14.7 psia
Temperatura = 15,56 ºC (60ºF)
Para Gas Ideal y Condiciones Estándar el valor de Z= 1, para condiciones
Reales se debe introducir en todos los cálculos el valor del Factor de
Compresibilidad Z.
Según datos de campo el Gas Natural recuperado para poder introducirse a
la turbina dual G2170 B (Ver numeral 3.12.2) debe estar a una presión
constante de 385 psia, si la presión no es constante la turbina se apagaría
por baja presión de combustible por tanto se realizaran los cálculos para
esta presión de trabajo y la temperatura del gas de 120ºF.
El cálculo del valor de “Z” para un Gas puro se realiza en laboratorio para
aplicar la ecuación [4.4] pero para mezclar gaseosos como es el Gas
Natural se debe calcular mediante las condiciones Pseudocriticas presión y
temperatura que son propiedades de cada Gas en la Mezcla.
Presión Crítica.- Es la presión necesaria para licuar el gas a esa
Temperatura.
71
Temperatura Crítica.-de un gas es la temperatura máxima a la que
puede licuarse.
Estas son las Condiciones a las cuales se licuan un Gas.
Figura 24. Diagrama de fases (composición)
Campbell Stanley 2002
A continuación en la Tabla 7. Se indica las propiedades críticas para cada
componente de la mezcla gaseosa y el cálculo del valor de Z.
72
Tabla 7. Cálculos - Resultados.
f) Calculo de la temperatura pseudocritica del gas en la mezcla
[4.5]
Dónde:
= Temperatura pseudocritica del gas en la mezcla (ºR)
= Fracción molar del gas en la mezcla
gas
% peso
fracción
molar yi
Temperatura. Critica i. Tci
°R
Presión
crítica i. Pci, lpca
T Temperatura. Seudocritica i.
=Yi*Tci °R
presión seudo
critica i, = Yi*Pci lpca
N2 2,12 0,014 227,2 492,8 3,253 7,056 metano 71,71 0,846 343 667 290,062 564,056 CO2 4,5 0,019 547,4 1069,5 10,589 20,689 Etano 11,14 0,070 549,6 707,8 38,521 49,609 H2S 0,1 0,001 672,1 1300 0,373 0,722 Agua 2,6 0,027 1165,14 31,97 31,841 0,874 propano 1,09 0,005 665,7 616,3 3,113 2,882 i-butano 1,27 0,004 734,1 527,9 3,035 2,182 n-butano
1,11 0,004 765,3 551 2,765 1,991
i-pentano
1,2 0,003 828,8 490,4 2,608 1,543
n-pentano
1,04 0,003 845,5 488,7 2,306 1,333
i-hexano
0,1 0,000 911,46 439,5 0,200 0,096
n-hexano
1,09 0,002 913,32 430,7 2,186 1,031
i-heptano
0,95 0,002 972,36 397,4 1,744 0,713
TOTAL
100,02
1,000
392,60
654,777
temperatura seudo critica
mezcla
presión seudo critica mezcla
73
= Temperatura crítica del gas , valores tomados del Manual de la
GPSA (Gas Processors Supliers Association), Sección 23, Physical
Properties.
Ejemplo:
ºR
Se realiza este cálculo para cada componente de la Mezcla y se obtiene una
temperatura pseudocritica de la mezcla, que es la sumatorio de en
este caso resulta en 392.60 ºR
g) Calculo de la presión pseudocritica del Gas en la mezcla
[4.6]
Dónde:
= Presión pseudocritica del gas en la mezcla (lpca)
= Presión critica del gas (valores tomados del Manual de la GPSA).
Se realiza este cálculo para cada componente de la mezcla y se obtiene una
presión pseudocritica de la Mezcla que es la sumatoria de , en este
caso resulta 666.736 lpca.
h) El cálculo del valor de Z se realiza mediante interpolación en gráficos
especializados como tomado del Manual de la GPSA, Figura 23-4.
74
Manual de la GPSA. Capitulo 23
75
Para interpolar en el grafico se necesita las condiciones de temperatura y
presión pseudo reducida de la mezcla gaseosa los mismos que se definen a
continuación:
Temperatura:
Dónde:
= Temperatura Pseudo reducida de la mezcla (ºR) (120ºF +460)= 580 ºR
= Temperatura de trabajo del sistema del Gas (ºR)
= Presión Pseudo critica de la mezcla Gaseosa (ºR)
Así:
Presión:
[4.8]
Dónde:
= Presión pseudo reducida de la mezcla (lpca)
Presión de trabajo del sistema del gas (lpca)
Presión pseudo critica de la mezcla gaseosa (lpca)
76
Con estos datos se realiza la Interpolación en el gráfico 23.4 de la GPSA, el
resultado es .
El poder calórico es una propiedad indispensable de un gas combustible
para su utilización la Norma Ecuatoriana NTE 2 489:2009 Gas Natural
Requisitos, el gas natural para su utilización debe tener mínimo 35.42 y
máximo 43.12 MJ/M3 de poder calórico superior.
i) Calculo del Poder Calórico de la Mezcla Gaseosa
El poder calórico de la mezcla gaseosa es la sumatoria del poder calórico de
cada componente:
[4.9]
Dónde:
Fracción Molar del gas en la Mezcla
Poder Calorico de (valores tomados del Manual de la GPSA TOMO
23.)
Ejemplo:
Transformamos a
77
( )
Se verifica que este gas natural es adecuado para combustible por estar en
el valor del poder calórico en el rango indicado en la norma.
Tabla 8. Cálculos – Resultados.
j) El cálculo del gpm:
El gpm se define como galones de líquidos C3 + desde propano hacia arriba
en peso molecular) por cada mil pies³ de Gas medido a condiciones
normales o estándar (14,7 psia y 60ºF), representan los gases que a
condiciones ambientales Se condensaran para formar la gasolina natural,
esta condensación sucede en los equipos denominados scrubber de gas.
gas
fracción molar
yi
poder calórico
neto (BTU/pie3)
yi *Pci
N2 0,014 0,00 0,00
metano 0,846 909,40 769,04
CO2 0,019 0,00 0,00
Etano 0,070 1618,70 113,45
H2S 0,001 586,80 0,33
Agua 0,027 0,00 0,00
propano 0,005 2315,00 10,83
i-butano 0,004 3000,00 12,40
n-butano 0,004 3011,00 10,88
i-pentano 0,003 3699,00 11,64
n-pentano 0,003 3707,00 10,11
i-hexano 0,000 4392,00 0,96
n-hexano 0,002 4403,00 10,54
i-heptano 0,002 5100,00 9,15
TOTAL 1,000 959,33 BTU/pie
3
78
Son de gran importancia ya que evitan que estos C3 + se condensen en los
compresores, dañando estos equipos.
El cálculo se realiza mediante la siguiente Ecuación:
(
)
[4.10]
Dónde:
= Fracción molar
Densidad molar del gas
valores tomados del Manual de la
GPSA fig. 23.2
Ejemplo: cálculo del gpm del propano
∑(
)
De esta forma se calcula para los demás componentes y la sumatoria resulta
en el valor 0.882
.
Un valor adecuado para comercialización del gas natural es de gpm = 3 o
más, esto constituye la gasolina natural, esto sirve como combustible o para
mejorar el grado API del crudo al mezcla con este.
79
Tabla 9. Cálculos- Resultados.
La Norma INEN indica un valor máximo de gpm para el gas natural de uso
como combustible de 0.045
.
Transformación del valor obtenido
Equivale a 0.000882
0.000882
*
( )
Este valor es alto por tanto debe colocarse scrubbers de gas (separadores)
donde condense este gpm y a los compresores ingrese únicamente C1 y C2.
componente
gas
fracción
molar yi
Densidad
liquido (gal/lb mol)
gpm
H2O H2S N2 Cl CO2 C2 C3 0,0049 10,43 0,134 i-C4 0,0043 12,38 0,141 n-C4 0,0038 11,93 0,119 i-C5 0,0033 13,85 0,120 n-C5 0,0029 13,72 0,103 i-C6 0,0002 15,58 0,009 n-C6 0,0025 15,57 0,103 C7 0,0019 30,86 0,153 C8 0 0,000 C9 0 0,000
C10 0 0,000 TOTAL
0,882
80
Esto afectara también al poder calórico del gas al ingreso a las compresoras,
el poder calórico real estaría dado por:
( ) ( )
( ) ( )
Este es el poder calórico real de esta mezcla gaseosa.
k) Calculo de la gravedad especifica de la mezcla:
La gravedad específica de un gas se define como:
Desde la ecuación general de los gases , se deduce que:
[4.12]
Presión a la que está el gas (lpca)
= Peso Molecular
= Constante Universal de los Gases
Temperatura absoluta a la que está el Gas (°R)
= Factor de compresibilidad (Adimensional)
Reemplazando en la ecuación y tanto para el Gas como para el aire
81
Dónde:
= Peso Molecular del Gas
= Peso Molecular del aire = 28.96
El cálculo resulta en:
= 0.7
l) Densidad del Gas.-Aplicamos la ecuación[ 4.12 ] en las condiciones de
presión y temperatura de trabajo que son : 385 psia y 580°R
m) Cálculo del Índice de Woobbe :
El Índice de Wobbe es un parámetro importante cuando se requiere mezclar
gases combustibles con el aire en una reacción de combustión; se controla
este Índice para asegurar la combustión satisfactoria en un quemador.
Además es un indicador de intercambiabilidad de combustible como gas
natural, Gas Licuado de petróleo (GLP) gasolina, Diesel y se lo define en las
especificaciones de suministro de Gas y de transporte como combustible.
El Índice de wobbe se calcula mediante la siguiente ecuación:
√ [4.13]
82
Dónde:
= Indice de wobbe en unidades
,
, etc.
= Poder calórico del combustible en unidades de energía;
.
= Gravedad especifica del gas o del combustible para este caso de
estudio el Indice de Wobbe se calcula:
√
A continuación un resumen de las características del gas natural en el NPF-
Repsol y su comparación con la Normativa Nacional (NTE INEN 2 489:2009)
gas natural.
Tabla 10. Resultados del análisis cromatografico del gas de Repsol NPF y comparativo con la Norma (NTE 2 489:2009)
CARACTERISTICAS RESULTADO DE CAMPO NORMA INEN
% H2S 798,22
6,1
máximo
% Agua 3140,46
₂
65 ₂
Contenido de líquido gpm 0,118
0,0045
Poder Calórico Neto 35,8
32.9 35,42 – 43,12
Indice de Wobbe 42,7
45,8 -50,6
Gravedad especifica 0,7
Especificación INEN 20489:2009 para contenido de H2S =6.1 ₂
83
A continuación se señalan las especificaciones industriales del gas natural.
Tabla 11. Especificaciones del gas natural - Repsol
Repsol 2010
Además se presentan especificaciones de algunos gases naturales en los
sitios específicos en la tabla siguiente.
Tabla 12. Gas natural especificaciones
Repsol YPF-2010
Componente
Limite
% mol
C1 Min 80.0
C2 Max 12.0
C3 Max 3.0
C4 insaturado Max 1.5 0.2
CO2 Max 8.5
N2 Max 1.0
H2 Max 0.1
O2 Max 0.1
CO Max 0.1
Comp. En trazas Unidad
H2s ppm 5-12
S (No Odor.) ppm 28
S (Odor.) ppm 36
Agua Lb/MM 7
84
Tabla 13. Toxicidad de H2S
Repsol YPF 2010
n) Contenido actual de H2S.- según la Tabla 4, es el 0.1 % p de H2S
en la mezcla, esto significa 0.1 gramos de H2S en 100 gramos de mezcla
gaseosa.
Para transformar de gramos de mezcla gaseosa a volumen (m³) utilizamos la
densidad del gas en condiciones normales y se aplica la ecuación [4.12].
( )
85
₂
ESTE ES UN GAS AMARGO SUMADO EL CONTENIDO DE CO2
Especificaciones de CO2 en la Norma INEN 20489:2009; 3% p; en el
resultado de cromatografía de este gas natural el resultado es 4.5% p, por lo
tanto este gas para ser utilizado debe someterse a un proceso de
endulzamiento.
o) Verificación del contenido de agua:
Según la NORMA INEN 20489:2009 el contenido de agua es de máximo
65 ₂
a nivel Internacional y para la comercialización este contenido
debe ser de 4 ₂
ya que el agua resta pode calórico del gas natural
combustible, esto según el Manual de la GPSA capítulo 20.
Como el contenido de ₂ y de CO2 de este gas es alto entonces
calculamos el contenido total de agua saturada en este gas con la ecuación
20-1 del capítulo 20 del Manual de la GPSA.
W= Y HC WHC + YCO2 WCO2+ YH2S WH2S
Dónde:
W = Contenido total de agua saturada en el gas natural ₂
Y HC= fracción molar de la fase hidrocarburo (gas natural sumado metano y
etano).
86
YCO2 = fracción molar de CO2 en la mezcla gaseosa.
WCO2 = Contenido de agua en el CO2 (fig. 20-9 Manual de la GPSA) ₂
WH2S = Contenido de agua en el ₂ (fig. 20-8 Manual de la GPSA) ₂
WHC = Contenido de agua en la parte hidrocarburo (gas natural sumado
metano y etano; en ₂
(fig. 20-3 del Manual de la GPSA)
Manual de la GPSA
87
El contenido de agua es importantísimo cuantificarlo ya que a las
condiciones de operación de los compresores (P= 385 lpca y T= 580°R) esta
agua puede condensar y provocar daños graves (cavitación) en estos
equipos, que son muy caros.
Datos para el cálculo:
P= 385 lpca
T= 580°R (120° F)
YHC = YC1 + YC2 = 0.846+0.070 = 0.916
YH2S = 0.001
YCO2 = 0.019
Manual de la GPSA
88
Manual de la GPSA
De las interpolaciones se tienen:
WHC = 210 ₂
WCO2 = 190 ₂
WH2S = 210 ₂
w= (210* 0.916) + (190*0.019) + (210*0.001); w= 196.2 ₂
Transformación a las unidades según la NORMA INEN 20489:2009, para
comparaciones:
196,2 ₂
₂
₂
*( )
= 3140,46
₂
89
Este es el contenido de agua a condiciones normales (14.7 lpca y 60°F).
Este resultado es muy alto frente a las especificaciones por tanto se debe
implementar un proceso de deshidratación de este gas natural, las
operaciones unitarias para tratar un gas natural en secuencia lógica son:
Endulzamiento del gas, quitar de manera Físico- Química, el
contenido de ₂ y CO2; el proceso de mayor aplicación mundial por
ser más eficiente y barato es el tratamiento por absorción con
soluciones de Dietanolamina (DEA).
Tabla 14. Selección de procesos de H2S / CO2
Repsol YPF, (2010)
90
Manual de la GPSA
Tabla 15. Procesos de endulzamiento con Solventes químicos
Repsol YPF, (2010)
91
EG DEG TEG Metanol
C2H6O2 C4H10O3 C8H18O5 CH3OH
Peso Molecular 62,1 106,1 150,2 32,04
T ebullición atm (oF/oC) 387 / 193 476 / 245 545 / 286 148 / 64,5
P vapor 77 oF/ 25oC, mmHg 0,12 < 0,01 < 0,01 120
SG @ 77 oF (25 oC) 1,110 1,113 1,119 0,790
SG @ 140 oF (60 oC) 1,085 1,088 1,092
Freezing Point (oF / oC) 8 / -13 17 / -8 19 / -7 -144 / -98
Visc @ 77 oF (25 oC), cP 16,5 28,2 37,3 0,52
Visc @ 140 oF (60 oC), cP 4,7 7,0 8,8
Cp @ 77 oF (25 oC),btu/lboF 0,58 0,55 0,53 0,60
T descomposición (oF/oC) 329 / 165 328 / 164 404 / 206
LOS GLICOLES
Por tanto se realizan los cálculos para la implementación de este proceso.
Generalmente se utiliza soluciones acuosas de Dietanolamina (DEA) al 25%-
35% peso en agua, es por ello que el gas natural absorbe agua de la solución de
Dietanolamina (DEA), por tanto la siguiente secuencia de procesos debe
cumplirse:
Deshidratación del gas natural, quitar de manera Físico- Química el
contenido de ₂ , el proceso de mayor aplicación mundial (existen
más de 35 000 plantas de este tipo en el mundo) es por absorción con
Trietilenoglicol (TEG).
Tabla 16. Características y Propiedades de los Glicoles
Repsol YPF ,(2010)
p) Calculo de la cantidad de DEA .- Dietanolamina a ser aplicado:
92
Para realizar estos cálculos nos basamos en la literatura presentada en el
capítulo 21 del Manual de la GPSA página. 21-11.
Datos iniciales:
Caudal de gas a tratar = 3.85 MMPCD (dato del campo)
Temperatura del ingreso del gas = 120°C (48.9 °C), 580°R
Presión de ingreso del gas al proceso de endulzamiento, la presión en el
absorvedor o columna de absorción debe ser por lo menos 150 lpcm (165 lpca)
que es el equipo principal. (Dato tomado del Manual de “Tratamiento y
Procesamiento del crudo y gas natural” capítulo 3 del autor MSC Franklin José
Silva Bracho – Editorial Uvirtual. Org. Marzo 2009.
Absorción de Dietanolamina (DEA): 0,33 moles de gas acido por mol de DEA
(3.8-5.0 pies³ de gas acido / galón de amina), Tabla 10.
Contenido de ₂ = 0.1% peso (% molar = 0.06) de Tabla 4.
Contenido de CO2 = 4.5% peso (% molar = 1.93) de Tabla 4.
Solución de DEA al 20% en agua.
Se aplica la ecuación 21-11 del capítulo 21 del Manual de la GPSA.
Dónde:
= galones por minuto de solución de DEA al 20%
= caudal de gas agrio a ser procesada (MM pcd)
= fracción molar de gas acido en el caudal de ingreso
= concentración de aminas en la solución liquida (% peso)
93
( )
= 17.015 galones por minuto de DEA al 20%
en agua.
q) Calculo de requerimiento de intercambio de calor para el proceso
de endulzamiento.
Para ello verificamos y calculamos con las ecuaciones dadas en la fig. 21-9 del
capítulo 21 del Manual de la GPSA
.
Manual de la GPSA
Calor necesario en el reboiler (rehervidor) de fuego directo:
pie 2
Calor necesario en el intercambiador amina rica- amina pobre
pie 2
Enfriador de la Amina ( enfriador de aire ) aeroenfriador
94
pie 2
Enfriador en el Condensador de reflujo
pie 2
r) Estimados de consumo de potencia en equipos :
Para estos cálculos aplicamos las ecuaciones indicadas en el FIG. 21-10 del
capítulo 21 del Manual de la GPSA
Manual de la GPSA
Cálculos:
Bombas para la circulación de amina:
2HP
Bombas Booster para circulación de amina:
95
Bombas de reflujo:
Aeroenfriador:
s) Determinación del diámetro del contactor ( absorvedor)
Este es el equipo principal del proceso en donde se procede al endulzamiento
por absorción.
Se estima mediante la FIG. 21-11 del capítulo 21 del manual de la GPSA con los
datos de entrada; presión de operación 150 lpcam y caudal de entrada del gas
3,85 MMPCD.
Manual de la GPSA
96
De la interpolación se determina que el diámetro interno de este equipo es
20 pulgadas.
t) Proceso de Deshidratación:
Una vez endulzado el gas natural, se procede a la deshidratación por el proceso
seleccionado con TEG (Trietilenglicol).
La deshidratación es el proceso utilizado para eliminar el agua de natural gas y
líquidos de gas natural (LGN), y está obligado a:
Evitar la formación de hidratos y condensación de libre
Agua en las instalaciones de procesamiento y transporte,
Cumplir con una especificación de contenido de agua, y
Evitar la corrosión
Las técnicas para la deshidratación de gas natural, gas condensado asociado y
líquidos de gas natural son:
Absorción utilizando desecantes líquidos,
Adsorción utilizando desecantes sólidos,
La deshidratación con CaCl2,
Efectos de la formación de hidratos:
Un hidrato es una sustancia cristalina que parece “hielo” conformada
por moléculas de HC atrapadas en la estructura de moléculas de H2O,
como lo muestra la Figura 25.
97
Para su existencia hace falta hidrocarburos livianos, agua, alta presión
y baja temperatura.
A alta presión pueden coexistir en equilibrio a temperaturas superiores
al hielo (18-20 °C).
Figura 25. Hidratos de HC formados en una corriente de LPC
Repsol YPF, (2010)
El gas natural desde que se extrae del pozo, conjuntamente con el petróleo,
contiene agua saturada (estado de vapor) por lo que se debe prevenir la
formación de hidratos de metano en las tuberías de extracción (tubing) para ello
se inyecta en las líneas inhibidores de formación en el punto de roció del agua
saturada en la mezcla gaseosa, esto hace que en lugar de que el agua se
condense a 18-20°C, se condense a mucho menos temperatura -5 a -10 °C.
98
Si no se controla la formación de hidratos estos pueden aparecer en las
tuberías. Se sabe que el agua es la única substancia en la naturaleza que al
enfriarse se expande (todos los demás al enfriarse se contraen). Esta expansión
puede provocar ruptura de tuberías, taponamientos y daños del equipo con
gravísimos consecuencias económicas y ambientales, el gas que está asociado
con el petróleo no está aún endulzado por lo tanto el contenido de agua se
calcula con la ecuación 20-1 del capítulo 20 del Manual de la GPSA. El resultado
es de 196,2 ₂
.
Se puede prever la temperatura de formación de hidratos para poder calcular la
cantidad de inhibidores a inyectarse en el fondo del pozo, para ello aplicamos la
ecuación 25 de la unidad 1 del Curso de Gasotecnia de la Universidad de
Oriente Núcleo Monagas- Venezuela- pagina. 70.
( )
Dónde
= Temperatura de formación de hidratos en el pozo y durante la extracción
del gas o del gas asociado (°F).
= Presión promedio entre el fondo del pozo y del cabezal. Para nuestro caso
en el campo se tiene un promedio de 1000 lpca.
Presión en el fondo 2000 psia.
Presión en el cabezal: 1000 psia
Tomaremos como presión promedio del sistema 1500 psia.
⦋ ⦋ ( )⦌⦌
99
FH = 67,4 °F (19.7 °C) esta es una apreciación de la temperatura a la que se
formaran hidratos de metano.
Otros métodos para predecir la temperatura de formación de hidratos pueden ser
consultados en el capítulo 20 del Manual de GPSA página 10 hasta a la 14.
u) Inyección de inhibidores de hidratos:
La formación de hidratos se pueden prevenir mediante la deshidratación del gas
o el líquido para eliminar la formación de un condensado de agua ( liquida o
solida ) sin embargo la deshidratación puede no ser económicamente viable, en
estos casos la inhibición termodinámica puede ser un método eficaz de prevenir
hidratos, La inhibición utiliza inyección de uno de los glicoles o metanol en una
corriente de procesos en los que se puede combinar con el condensado de la
fase acuosa para disminuir la temperatura de formación de hidratos a una
presión dada, tanto el glicol y el metanol se puede recuperar con la fase acuosa
y regenerado es re-inyectado, el uso de los glicoles ofrece una ventaja
económica frente al metanol recuperado por destilación , en condiciones
criogénicas por debajo de los 40°F generalmente se prefiere el metanol porque
la viscosidad del glicol hace la separación efectiva, difícil.
Etilenglicol (EG), Dietilenglicol (DEG) y Trietilenglicol (TEG), son glicoles que se
utilizan para la inhibición. El inhibidor de hidratos más utilizado es el
Trietilenglicol, el cual puede ser inyectado mediante capilares al fondo del pozo,
también es el metanol puro.
100
Manual de la GPSA
101
Se realiza el cálculo para inyección de metanol puro y para la inyección de
Etilenglicol al 80% en peso en solución acuosa.
Datos de entrada:
Caudal de ingreso del gas = 3,85 MMPCD
Temperatura de salida por el cabezal = 120°F.
Temperatura en el fondo del pozo = 200 psia.
Presión de salida por el cabezal = 1000 psia.
Presión en el fondo del pozo = 2000 psia.
Temperatura de formación de hidratos = 62, 5°F
gpm del gas natural = 10 BLS de líquido / MMpie³
API del condensado del gas natural = 50
Peso molecular promedio del condensado de gas natural = 87,0 lb/ mol.
Calculo de la cantidad de agua condensada en los scrubbers por día ; con la
figura 20.3 del Manual de la GPSA, interpolamos la cantidad de agua
saturada a condiciones de fondo del pozo , también la cantidad de agua
saturada en el cabezal del pozo la diferencia del pozo la diferencia es el
agua condensada ( liquida).
Agua saturada a condiciones de fondo de pozo:
₂
Agua saturada a condiciones de cabezal de pozo
102
₂
Diferencia
₂
Para inyección del inhibidor metanol, aplicamos la ecuación 20.5 del Manual
de la GPSA.
( ₂ )
Dónde:
= dIferencia de temperatura entre la temperatura de formación de hidratos
y la temperatura a la que sale el gas del cabezal.
₂ = fracción molar de agua en la fase liquida (condensada)
( ₂ ) ( ₂ )
Calculo de la cantidad de inhibidor metanol puro (concentración al 100%) a
ser inyectado: Ecuación 20.6 del Manual de la GPSA
₂
Dónde:
=
103
= (
El metanol es un alcohol con bajo punto de ebullición por tanto se evapora:
calculamos las pérdidas por evaporación del metanol a condiciones del
cabezal del pozo (1000 psia y 62,5 °F), se interpola de la figura 20-51 del
Manual de la GPSA.
Manual de la GPSA
Nos da como resultado de condensación de
Perdidas de metanol por día:
104
Estimación de las pérdidas de hidrocarburo gas desde la fase liquida desde
la figura 20,52 del Manual de la GPSA a las condiciones de cabezal a 120°F
y concentración de metanol 100%.
( )
Equivalente en metanol/ día de la figura 20-52
Manual de la GPSA
105
Lb - mol metanol en la fase de hidrocarburo liquido
Libras de metanol
Total de inyección de metanol por día:
Esta cantidad de metanol es la necesaria para evitar la formación de hidratos
en las tuberías durante la extracción del gas, el metanol posteriormente es
recuperado por condensación en los separadores gravimétricos y
reinyectado en recirculación si se elige el Etilenglicol como inhibidor, el
cálculo es el siguiente:
gr/gr-mol
Resolviendo con la ecuación 20.6 del Manual de la GPSA se tiene
Por tanto es más económica la inyección de metanol (1675,4
)
v) Deshidratación del gas natural para procesos de combustión
106
El proceso de deshidratación de gas natural más aplicado es en base a la
absorción en trietilenglicol:
Datos de entrada:
Tasa de flujo de gas= 3,85 MMPCD
Contenido de agua en la entrada = 210 ₂
Se toma el valor ya calculado ₂
más un factor de
seguridad.
Contenido de agua en el gas de salida (para combustión) = 2 ₂
Proporción de glicol para absorber agua = 3
Tasa de eliminación de agua ₂
Tasa mínima de circulación del TEG (galones
)
Calculo:
Se calcula Tasa mínima de circulación del TEG
Tasa mínima de circulación del TEG = (tasa de eliminación de agua *
proporción de glicol para absorber)
( )
( )
₂
= 32, 93 ₂
107
Proporción de glicol para absorber
₂
₂
₂
Para los cálculos se toma en cuenta una zona de seguridad del 15%
entonces:
( )
Esta es la tasa óptima de circulación de Trietilénglicol para este proceso de
deshidratación.
Para volúmenes pequeños de gas (menos que 10 MMPCND) se puede
elegir el proceso de absorción mediante desecantes o tamices moleculares,
como lo muestra la Figura 26.
Figura 26. Deshidratación con tamices.
Repsol YPF, (2010)
108
Al Sustituir la unidad de glicol con desecante deshidratador se puede
observar que:
En el deshidratador desecante los:
Gases húmedos pasan a través de lecho de secado de tabletas
desecantes
Las tabletas absorben la humedad de gas
La eliminación de la humedad depende de:
Tipo de desecante (sal)
Temperatura del gas y la presión
Las especificaciones de presión y temperatura para la tubería se encuentran
en la Tabla 17.
Tabla 17. Especificaciones de presión y temperatura para las tuberías
HIGROSCOPIO
SALES
ESPECIFICACIONES DE
PRESIÓN Y TEMPERATURA
PARA LA TUBERÍA
COSTOS
Cloruro de calcio <47oF @ 440 psig Menos costoso
Cloruro de litio <60oF @ 250 psig Más costoso
Repsol YPF, (2010)
109
Esquema de un desecante deshidratador, como lo muestra la Figura 27.
Figura 27. Esquema de un desecante deshidratador.
Repsol YPF, (2010)
Se elige el proceso con desecante cloruro de calcio que es el de menores
costos, para lo que se, presenta los siguientes cálculos.
Datos de entrada:
F= Caudal de gas MMPCD (3,85)
I= Contenido de agua en el gas de entrada (210 ₂
)
O= Contenido de agua en el gas de salida (2,0
)
110
B= razón de absorción de agua del desecante, dato que proporciona el
vendedor del producto (1/3), el cálculo es sencillo y proviene de un balance
de masa.
D = F* (I-O) B
Dónde:
D: Cantidad de desecante para el proceso
( )
₂
Calculo del diámetro y longitud del desecador:
√
Dónde:
= Diámetro interno del recipiente (pulgadas)
= La cantidad de desecante necesario (libras / día)
= Frecuencia supuesta recarga (días)
= Desecante densidad (libras / CF)
= Altura entre el mínimo y nivel del lecho máximo (pulgadas)
111
√
A continuación el desecador Figura 28.
Figura 28. Desecador.
Repsol YPF, (2010)
Los cálculos realizados, es para un gas amargo y con alto contenido de
humedad, donde realizamos un endulzamiento y luego se procede a la
deshidratación.
Aplicamos el proceso por absorción con solución de Dietanolamina por ser el
más eficiente y barato. Para la deshidratación aplicamos el proceso por
absorción con glicol, por ser el más eficaz.
CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
112
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
El gas natural es un recurso energético valioso económicamente y
que tiene que ser tratado antes de utilizarse.
La forma de caracterizar un gas natural es mediante la
cromatografía de gases.
Los resultados de cromatografía del gas analizado indican que
este, es un gas amargo y con alto contenido de humedad, estas
características del gas natural obligan a tratarlo. Se ha determinado
el proceso de absorción con Dietanolamina para el endulzamiento y
absorción con glicol para deshidratarlo.
El gas natural húmedo al ser extraído desde el subsuelo puede
provocar la formación de hidratos y graves daños a los equipos de
subsuelo (tubing y cabezal) por lo tanto es necesario inyectar
inhibidores termodinámicos que disminuyan el punto de rocío del
vapor de agua y la temperatura de congelación del agua. Para los
3.85 MMPCD de gas se necesita inyectar 1675,4
los
mismos que pueden ser recuperados en chillers para luego ser
reinyectado.
Cuando se trabaja con presiones mayores a los 50 psi, el gas
natural se comporta como gas real por tanto hay que calcular el
factor de compresibilidad “Z” de no hacerlo se puede incurrir en
desviación hasta el 50% en el cálculo del proceso y diseño de
equipos.
Desde el inicio de la época petrolera en el año 1972, se han
quemado en teas de los campos petroleros y de facilidades de
producción, un equivalente EN GAS NATURAL a 200 millones de
barriles de petróleo, a un precio actual de 90 USD/BBL se tendría
113
un valor de 18 mil millones de dólares que hemos quemado, lo que
equivale a la deuda externa ecuatorianas, sumadas.
114
5.2 RECOMENDACIONES
De acuerdo con la nueva ley de hidrocarburos se prohíbe quemar o
desperdiciar el gas natural en los campos petrolíferos y por lo tanto
en todas las facilidades tienen que implementarse procesos para
purificar y utilizar el gas natural.
No se puede utilizar el gas natural sin tratar, es necesario realizar
una caracterización en todos los campos petroleros.
Para utilizar el gas natural como combustible es necesario hacer un
estudio de los equipos existentes para adaptar al nuevo combustible
por ejemplo:
Separadores (gas- líquido), compresores con tratadores de presión,
inyectores.
115
GLOSARIO
Análisis del gas: el uso de métodos y técnicas para la determinación de la
composición química y propiedades físicas del gas natural, de acuerdo con
las normas y con la Práctica Internacionalmente Reconocida.
Calidad del gas natural: la composición y el conjunto de características
físico-químicas que posee el gas natural de acuerdo con las propiedades
siguientes:
Poder calorífico, Índice Wobbe;
Densidad, factor de compresibilidad
Densidad relativa y puntos de rocío
Índice Wobbe: la relación del poder calorífico superior (HS) en base
volumétrica, con respecto a la raíz cuadrada de la densidad relativa, de
acuerdo con:
√
Dónde:
Hs: poder calorífico superior
ρ: densidad relativa
Composición molar: el término utilizado para expresar la fracción mol o por
ciento mol de una mezcla gaseosa (fracción xi) del componente i. La fracción
mol es la relación de las moles del componente i, con respecto al número de
moles totales presentes en la mezcla gaseosa. Para un gas ideal, la fracción
mol (o por ciento mol) es igual a la fracción volumen, sin embargo, esta
relación debe ajustarse por el comportamiento de gases reales utilizando el
factor de compresibilidad.
116
Condiciones base: condiciones bajo las que se mide el gas natural
correspondientes a la presión absoluta de 98,07 kPa y temperatura de
293,15 K.
Condiciones estándar: condiciones bajo las que se mide el gas natural
correspondientes a la presión absoluta de 101,33 kPa y temperatura de
288,71° K.
Condensación Retrógrada: Este fenómeno propio de los reservorios de
gas y condensado, es aplicable a muchas situaciones que involucran
equilibrios de fases a altas presiones, tanto en estudios PVT de laboratorio
como en condiciones de reservorio
Densidad: es la relación de la masa del gas entre su volumen a condiciones
de presión y temperatura especificada.
Densidad relativa (gravedad específica) del gas, ρ: la relación de la
densidad de un gas con respecto a la densidad del aire seco a las mismas
condiciones de presión y temperatura.
Desulfuración.- Proceso de eliminación de los compuestos de azufre
contenidos en los gases de combustión o en los combustibles (sólidos,
líquidos o gaseosos). También se la conoce como purificación del gas.
Ducto de escape.- Es el sector donde se expulsa los gases calientes luego
de mover la turbina de potencia (PT)
Gas asociado al petróleo.- Gas que se presenta en los yacimientos junto al
petróleo. Puede estar en el yacimiento como una capa libre, también
mezclado con el petróleo y presentarse como condensado formando una
sola faz liquida con él en determinadas condiciones de temperatura y
presión.
Gas Blanket.- En una fase gaseosa introducida en un bloque o en un tanque
por encima de una fase liquida para evitar la contaminación del líquido,
117
reducir el riesgo de la detonación o para ejercer presión sobre el líquido.
También conocido como el gas colchón.
Gas natural: Gas que se presenta natural en el suelo y eta constituido
principalmente por metano. El gas natural tiene varios componentes, siendo
el más abundante el metano 80% que se usa en los consumos domiciliarios,
comerciales e industriales
Gas Natural Comprimido (GNC).-Es un combustible para uso vehicular
que, por ser económico y ambientalmente limpio es considerado una
alternativa sustentable para la sustitución de combustibles líquidos.
Gas de Alta.- Este es el gas que se almacena en las esferas de
almacenamiento.
Gas de Baja.- Este es el gas que se recupera en el sistema de recovery gas,
este gas proviene desde los scrubber, tanques de almacenamiento de crudo
y agua y vessel.
Gas Húmedo.- Gas Natural que contiene gas licuado de petróleo.
Gas Licuado de Petróleo (GLP).- Es la mezcla de gases condensables
presentes en el Gas Natural o disueltos en el petróleo. Los componentes del
GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de
condensar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP
son mezcla d propano y butano.
Gas Seco.- Gas Natural cuyo contenido de agua ha quedado reducido por
un proceso de deshidratación.
Gasoducto.- Tubería para el transporte de gas natural a alta presión y
grandes distancias. Los gasoductos pueden ser nacionales e internacionales
y suministra a una sola o varias regiones.
118
Gasolina Natural.- Mezcla estabilizada de hidrocarburos extraídos del Gas
Natural por diversos métodos. Se obtiene un producto apropiado para ser
mezclado con naftas de refinación. Compuesto por C5, C6, C7.
Líquidos de Gas Natural.- Partes de Gas Natural recuperadas en estado
líquido en los separadores e instalaciones de tratamiento de los gases. Entre
los líquidos de Gas Natural se incluyen el etano, el propano, los butanos, los
pentanos, la Gasolina Natural y los Condensados.
Lpca.- Libra por pulgada cuadrada.
Lubricantes.- Destilados líquidos extraídos por destilación de un crudo de
petróleo. Según los tipos de petróleos (parafínicos, naftenicos o aromáticos)
serán las propiedades de los aceite lubricantes.
MMSCFD.- Millones de pies cúbicos por día
NPF.- Facilidades de Producción Norte, planta de deshidratación de crudo,
que contiene a los well pad de Caprion, Bogi, Tivacuno.
Presión Cricondenbárica: Máxima presión a la cual coexiste en equilibrio
vapor y líquido
Poder calorífico: se divide en dos tipos, poder calorífico superior (bruto en
base seca) y poder calorífico inferior (neto).
Poder calorífico superior real (HS): es la cantidad de energía producida
por la combustión completa a presión constante de una unidad de volumen
de gas natural seco con aire, a condiciones base de presión y temperatura.
En la determinación del poder calorífico los productos de la combustión se
mantienen a una temperatura de 293,15 K y la entalpía del agua formada
durante el proceso de combustión se determina en fase líquida.
Poder calorífico inferior real (HI): es la cantidad de energía producida en
forma de calor por la combustión completa de una unidad de gas natural en
119
aire seco a condiciones base de presión y temperatura; los productos de
combustión se mantienen a la misma temperatura (condición base) en
estado gaseoso.
ppm.- Partes por millón. La concentración de una disolución es la proporción
o relación que hay entre la cantidad de soluto es la sustancia que se
disuelve, el disolvente la sustancia que disuelve al soluto, y la disolución es
el resultado de la mezcla homogénea de las anteriores. A menor proporción
de soluto disuelto en el disolvente, menos concentrada esta la disolución y a
mayor proporción más concentrada es esta.
Punto Cricondentérmico: Este punto se define como el punto de máxima
temperatura, donde pueden coexistir en equilibrio las fases Líquido- Vapor a
una presión dada.
SPF.- Facilidades de Producción Sur, planta de deshidratación de crudo, que
contiene a los well pad de Amo A, B, Ginta A, B, Iro 01, A, B.
Temperatura de rocío del agua: temperatura arriba de la cual no se
produce condensación de agua a una presión especificada. Para cualquier
presión por abajo de la presión especificada no ocurrirá condensación a esta
temperatura.
Temperatura de rocío de hidrocarburos: temperatura arriba de la cual no
se produce condensación de hidrocarburos a una presión especificado
Turbina de Potencia.- Es una turbina de baja presión, gira a 3600 RPM,
tanto el rotor como el estator tienen 6 etapas de alabes. El eje de esta
turbina tiene acople físico con el eje del generador eléctrico.
Turbina.- Una turbina es básicamente una maquina caliente en la que se
genera energía térmica y luego lo convierte en energía mecánica a través de
la aplicación de un proceso termodinámico.
120
YPF S.A.- Sigla de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad Anónima, ex
empresa pública hasta 1992, cuando constituida como Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado pertenecía íntegramente al Estado
Nacional Argentino.
Well pad.- Plataforma de producción, donde encontramos los cabezales d
pozo de petróleo y sus facilidades.
121
BIBLIOGRAFÍA
Gas Processors Association, Institucional, (2010). Manual de procesamiento
del gas natural. Estados Unidos.
Gas Processors Suppliers Association, Institucional, (2010). Manual de
procesamiento del gas natural. Estados Unidos
Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Hidrocarburos,
Institucional, (2011). Ventajas del uso del gas natural en la industria. Perú.
Morales, P, Fernando, (2007), Curso de Gasotecnia, Venezuela,
Institucional.
Norma Técnica Ecuatoriana, (2009), GAS NATURAL REQUISITOS,
Ecuador, Institucional.
Ortuño A., (2003), Mundo Del Petróleo. Origen, Usos Y Escenarios, México,
Editorial Mac Graw-Hill.
PDVA / CIED, (2010), Programa del gas, Venezuela, Institucional.
Ramos, A, Fausto, R, (2010), Curso de Ingeniería del Gas Natural, Ecuador.
Repsol-YPF, (2010), Curso de endulzamiento y deshidratación del gas
natural. México.
