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UDABOL UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

PROYECTO DE GRADO

PARA OPTAR AL TITULO EN LICENCIATURA EN INGENIERÍA DE GAS Y PETROLEO “SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CO2 EN LA PLANTA DE GAS SANTA ROSA Y SU RE-INYECCIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA”

POSTULANTE:

Anahí Gabriela Navarro Astorga La Paz – Bolivia 2017

Contenido 1.1.

ANTECEDENTES ............................................................................................................................ 4

1.1.1.

Antecedentes Temáticos ...................................................................................................... 4

1.1.2.

Antecedentes Investigativos ................................................................................................ 4

1.2.

PROBLEMATICA ............................................................................................................................ 6

1.2.1.

Planteamiento del Problema................................................................................................ 6

1.2.2.

Identificación del problema ................................................................................................. 7

1.2.3.

Formulación del Problema ................................................................................................... 7

1.3.

OBJETIVOS .................................................................................................................................... 7

1.3.1.

Objetivo General .................................................................................................................. 7

1.3.2.

Objetivos Específicos ............................................................................................................ 8

1.4.

JUSTIFICACIONES .......................................................................................................................... 8

1.4.1.

Justificación Teórica ............................................................................................................. 8

1.4.2.

Justificación Metodológica ................................................................................................... 8

1.4.3.

Justificación Práctica ............................................................................................................ 9

1.4.4.

Justificación tecnológica....................................................................................................... 9

1.4.5.

Justificación económica – social........................................................................................... 9

1.5.

ALCANCES ................................................................................................................................... 10

1.5.1.

Alcance temporal ............................................................................................................... 10

1.5.2.

Alcance geográfico ............................................................................................................. 10

1.5.3.

Marco Conceptual .............................................................................................................. 11

1.5.3.1.

Gas natural ..................................................................................................................... 11

1.5.3.2.

En general el gas natural puede clasificarse como: ...................................................... 11

1.5.3.3.

Principales componentes del gas natural ...................................................................... 12

1.5.3.4.

Proceso de eliminación de condensados ...................................................................... 12

1.5.3.5.

Determinación del punto de rocío................................................................................. 12

1.5.3.6.

Absorción por glicol ....................................................................................................... 13

1.5.4.

Marco Teorico .................................................................................................................... 14

1.5.4.1.

Tecnología de captura de CO2 ....................................................................................... 14

1.5.4.2.

Captura en pre-combustión .......................................................................................... 14

1.5.4.3.

Captura en pos-combustión .......................................................................................... 15

1.5.4.4.

Absorción química.......................................................................................................... 15

1.5.4.5.

Ciclo de calcinación/carbonatación ............................................................................... 17

2

1.5.4.6.

Adsorción física .............................................................................................................. 18

1.5.4.7.

Membranas .................................................................................................................... 19

1.5.4.8.

Destilación criogénica .................................................................................................... 21

1.5.4.9.

Captura en oxi-combustión ........................................................................................... 22

1.5.5.

Marco Referencial .............................................................................................................. 24

1.5.6.

Marco legal ......................................................................................................................... 25

3

1.1.

ANTECEDENTES

1.1.1. Antecedentes Temáticos En la actualidad existen más de 70 países productores de gas natural que utilizan este insumo para su desarrollo industrial logrando una mayor competitividad debido a las muchas ventajas que el gas natural ofrece. El gas natural como es extraído de los yacimientos, contiene algunos compuestos indeseables como el nitrógeno, gas inerte que reduce el poder calorífico del gas y por lo tanto el costo de transporte, así como también el CO2 que es un contaminante de alto grado de corrosión en las facilidades de producción y transporte.

Las plantas de endulzamiento de gas tiene como función principal remover gas ácidos, (dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, etc.) como impurezas, de una mezcla de gases con el fin de prepararla para su consumo.

El Dióxido de Carbono (CO2) y el sulfuro de hidrogeno (SH2), forman ácidos o soluciones ácidas en presencia del agua contenida en el gas. Ello provoca inconvenientes tanto durante el transporte del mismo, como en su fraccionamiento o en la utilización final del gas.

Los componentes indeseables de naturaleza ácida son expulsados al medio ambiente, lo cual ocasiona la contaminación del mismo. El CO2 generado en una planta, puede ser re-inyectado en el mismo campo con el objetivo de aumentar la producción o comercializarlo.

1.1.2. Antecedentes Investigativos El Campo Humberto Suarez Roca inicio sus operaciones con el pozo HSR-1, productor de gas y condensado, a partir del año 1998 empieza la declinación de la presión natural de surgencia debido a esto algunos pozos del campo son asistidos por sistemas de levantamiento artificial debido a esto algunos pozos del campo son asistidos por sistema de levantamiento artificial, hasta que en mayo de 2003 se notó claramente que los caudales de producción eran pobres, ese mismo año, en Diciembre, se decidió cambiar las Bombas Hidráulicas El proyecto de inyección de Gas del pozo HSR-10 se realizará en:

4

País: Bolivia Departamento: Santa Cruz (a 120 Km de la ciudad de Santa cruz) Provincia: Gutiérrez (antes Sara) Localidad: Santa Rosa del Sara Campo: Humberto Suarez Roca (HSR) Bloque: Norte Formación de interés: El Carmen Pozo: HSR-10 Titular: Chaco

El centro del campo Humberto Suarez Roca se halla ubicado aproximadamente en el punto medio entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-X6, cuya UTM, utilizado Google Maps, son las siguientes: X= 416657,90 Y=8124218,00 Zt=260msnm

En coordenadas geológicas se tendrían los siguientes datos: 16°53′ 06′′ , 5 𝑑𝑒 𝐿𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑠𝑢𝑟 63°46′ 46′′ , 7 𝑑𝑒 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑜𝑒𝑠𝑡𝑒

5

1.2.

PROBLEMATICA

1.2.1. Planteamiento del Problema

Las principales causas del problema de la producción del campo HSR-4 y el efecto invernadero de gases son:

Declinación de la presión de la formación, perdida de producción debido a la alta viscosidad y el venteo de CO2 a la atmosfera en grandes porcentaje de volumen.

A su vez estas causas conllevan a efectos dañinos para el pozo y al medio ambiente como ser: Perdida de presión y alta viscosidad, incremento de costo por intervención y efecto invernadero en la atmosfera.

Las acciones que se deben tomar son:

Inyectar CO2 al pozo HSR-10 y Seleccionar equipos para la captura e inyección de CO2 al pozo. Estas acciones no llevan a la solución de la aplicación de la técnica de Captura de CO2 e inyección de CO2 al pozo denominado. Los resultados finales de esta solución son:

Disminuye la viscosidad y aumenta el flujo del oíl, aumenta la temperatura y presión del reservorio y reduce el costo de intervención comparado a otros métodos.

6

1.2.2. Identificación del problema En las plantas de remoción de dióxido de carbono del gas natural, el CO2 es enviado a la atmosfera en forma de emisión, en cantidades que varían en pocos miles de pies cúbicos, a millones de pies cúbicos de este gas.

El flujo de hidrocarburos que ingresa a la planta de tratamiento de gas es de aproximadamente de 40.211 MMSCFD, el mismo contiene aproximadamente un 10,5 % de dióxido de carbono. Este porcentaje de CO2, debe ser removido del flujo principal de gas con la finalidad de acondicionarlo para la venta a los mercados tanto de exportación como internos y entrar dentro de los límites permisibles en base a los contratos de transporte de gas.

La concentración máxima de dióxido de carbono en el gas natural permitido por los contratos de compraventa es del 2.0%.

Una vez que el CO2 es separado en la unidad de remoción, es venteado a la atmosfera con un caudal del orden de 4,2 millones de pies cúbicos por día, formando parte de la familia de los gases de efecto invernadero (GEI) que provocan la contaminación ambiental.

1.2.3. Formulación del Problema Una vez planteado el problema, en cuanto a emisiones de CO2, llegamos a proponer una presumible solución a esta condición, haciendo la siguiente pregunta.

¿Será viable la captura de las emisiones de CO2, en la planta de gas Santa Rosa y su Re-inyección al pozo inyector (HSR-4), para el aumento de la producción del Campo Humberto Suarez Roca?

1.3.

OBJETIVOS

1.3.1. Objetivo General

7



Proponer un sistema de recuperación de CO2 en la planta de gas Santa Rosa; así como también el diseño de transporte a través del ducto al campo Humberto Suárez Roca, por la proximidad que se tiene entre ambos campos y sobre todo las facilidades con las que se cuenta, para aprovechar este gas en un sistema de EOR. (Recuperación Mejorada de Petróleo).

1.3.2. Objetivos Específicos 

Fijar el arreglo del pozo inyector y productor para el sistema de EOR en el campo Humberto Suarez Roca, de manera que se obtenga la mayor eficiencia del sistema.



Determinar todos los parámetros operativos del sistema de inyección de CO2, para lograr optimizar la operación.



Diseñar el sistema de captura de CO2, a la salida del acumulador de reflujo del gas de CO2, que se ventea a la atmosfera en la Planta Santa Rosa.



Diseñar el sistema de transporte y los parámetros que intervienen en el transporte de CO2.



Realizar la evaluación económica, para determinar la rentabilidad del proyecto.

1.4.

JUSTIFICACIONES

1.4.1. Justificación Teórica Esta investigación se realiza con el propósito de aportar al conocimiento existente sobre el uso y manejo de las emisiones de Co2, como instrumento de evaluación del logro de competencias de indagación científica en la industria petrolera, cuyos resultados de la presente investigación podrá sistematizarse en una propuesta para ser incorporada como conocimiento a las ciencias geológicas y petroleras, ya que se estaría demostrando que el uso de Co2 como método de recuperación secundaria, mejoran el nivel de producción de hidrocarburo.

1.4.2. Justificación Metodológica La elaboración aplicación de un sistema de captación de Co2 como un sistema de recuperación secundaria (EOR) se indaga mediante métodos científicos, sin situaciones que pueden ser investigadas por la ciencia, a su vez que sean demostrados en otros trabajos de investigación.

8

1.4.3. Justificación Práctica La presente investigación se la realiza porque existe la necesidad de mejorar el control sobre las emanaciones de Co2, con la propuesta de implementación de un sistema de captación de dicho gas contaminante para su reinyección a la formación productora, con el fin de incrementar la producción y reducir la contaminación al medio ambiente.

1.4.4. Justificación tecnológica La finalidad de la captura de CO2 es el de producir un flujo concentrado de Co2 a alta presión que puede ser fácilmente transportado a un lugar de almacenamiento. Antes de poder realizar alguna operación de almacenamiento geológico de CO2 es necesario llevar a cabo un proceso de captura, de tal forma que se pueda disponer de este con la mayor pureza posible, para posteriormente inyectarlo en el subsuelo. La procedencia del CO2 emitido a la atmosfera es muy diversa, aunque se engloba en tres grandes grupos, los cuales son: la generación d energía eléctrica, el trasporte y la industria. Como las emisiones debidas al trasporte son muy dispersas y móviles, se descartan por ahora para realizar operaciones de captura y almacenamiento.

Dependiendo del proceso a la aplicación de que se trate, hay tres métodos principales para capturar el CO2 generado por un combustible fósil (ya sea gas natural, petróleo o carbón). Los tres tipos básicos de captura de CO2 con: en pre combustión, en post-combustión y en oxi-combustion. Debido a que el flujo de gas producto de la combustión se compone de diversos gases, no sistemas de captura de CO2 usan varias de las conocidas tecnologías para la separación de CO2. Los actuales sistemas de captura de CO2 posterior y previa a la combustión para las centrales eléctricas podrían captar entre el 85 y el 95% del CO2 que se produce.

1.4.5. Justificación económica – social Con la construcción, montaje y puesta en marcha de este proyecto será favorable económicamente por que ocasiona un incremento en la producción de hidrocarburos, lo que a su vez trae mayor rentabilidad a menor tiempo.

Incrementando la producción del campo Humberto Suárez Roca, el estado podrá percibir mayores 9

ingresos económicos en cuestión de IDH y también para el titular del campo ya que se incrementaría sus ingresos considerablemente y en efecto se estaría disminuyendo las emisiones de CO2, a la atmosfera mejorando porcentualmente la calidad de vida.

1.5.

ALCANCES

1.5.1. Alcance temporal El tiempo estimado para la realización del proyecto de grado abarcará desde Abril del 2017 hasta Diciembre de 2017 aproximadamente 8 meses.

1.5.2. Alcance geográfico El proyecto de Recuperación de CO2 de la planta y su Re-inyección en el pozo inyector se realizará en:

-

País: Bolivia

-

Departamento: Santa Cruz de la Sierra

-

Provincia: Gutiérrez (antes Sara)

-

Localidad: Santa Rosa del Sara

-

Campo: Humberto Suarez Roca (HSR)

-

Bloque: Norte

-

Formación de interés: El Carmen

-

Pozo: HSR-10

-

Titular: Chaco

-

Planta de gas: Santa Rosa del Sara

El centro del Campo Humberto Suárez Roca se halla ubicado aproximadamente en el punto medio entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-X6, cuyas UTM son las siguientes:

X= 416657,90

Y= 8124218,00

Zt= 260 msnm

Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas: 16°53′ 06′′ . 5 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑠𝑢𝑟 63°46′ 46′′ . 7 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑜𝑒𝑠𝑡𝑒 10

MARCO TEORICO

En esta sección se describirán todas características que se desarrollarán posteriormente en el capítulo de ingeniería propuesta, y se explicará los diferentes conceptos de determinados equipos y sus parámetros del mismo a medida que se avance con el tema.

1.5.3. Marco Conceptual 1.5.3.1.

Gas natural

El gas natural está formado por los miembros más volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos principalmente metano, cantidades menores de etano, propano y butano y, finalmente, puede contener porcentajes muy pequeños de compuestos más pesados. Además, es posible conseguir en el gas natural cantidades variables de otros gases no hidrocarburos, como dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno (ácido sulfidrico), nitrógeno, helio, vapor de agua, etc.

1.5.3.2.

En general el gas natural puede clasificarse como:

1. Gas dulce: es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrogeno (H2S), menores a 4 ppm, v. La GPSA define un gas apto para ser transportado por tuberías como aquel que contiene menos de 4ppm, v. de H2S; menos del 2,0% de CO2 y a 7 libras de agua por millón de pies cúbicos en condiciones normales (PCN). 2. Gas agrio o ácido: es aquel que contiene cantidades apréciales de sulfuro de hidrogeno, dióxido de carbono (CO2) y otros componentes ácidos, razón por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre. 3. Gas rico (húmedo): es aquel del cual se puede obtener cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos, propano de aproximadamente, 3,0 GPM (galones por 1.000 pies de cúbicos en condiciones normales). No tiene ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. 4. Gas pobre (seco): es un gas que prácticamente está formado por metano (C1) y etano (C2). Sin embargo, en sistemas de compresión de gas, se habla de gas húmedo, en ingles ¨wet gas¨, al que contiene vapor de agua y

11

¨gas seco¨ (dry gas), al que no contiene vapor de agua.

1.5.3.3.

Principales componentes del gas natural Tabla 1: Componentes del gas natural

1.5.3.4.

NOMENCLATUR

NOMBRE

ESTADO NATURAL

A C1 H4 C2 H6 C3 H8 C4 H10 C5 H12 C6 H14 C7 H16 C8 H18

Metano Etano Propano Butano Pentano Hexano Heptano Octano

DEL GAS Gas Gas Gas licuable Gas licuable Liquido gasificable Liquido gasificable Liquido Liquido

Proceso de eliminación de condensados

Dentro de los procesos de tratamiento del gas, no hay duda que tiene gran importancia la eliminación de condensados, porque si no se lo hace eficientemente, provocaría posteriores tratamientos por la incompatibilidad que tienen con el agua. La mezcla de parte de ambos líquidos conforma lo que se denomina “hidrato” que tiene la particularidad física de presentarse como sólido en temperaturas aun superiores a 0°C. Claro está cuando tal situación se produce, se bloquean las cañerías de conducción y resulta complicado, inconveniente y costoso solucionar el problema. Si no está presente uno de los componentes del hidrato, el congelamiento también se puede producir, pero en temperaturas muy inferiores.

1.5.3.5.

Determinación del punto de rocío

El punto de roció será momento en que el agua contenida en el gas comienza a condensarse en valores de presión y temperatura conocidos. La presión y la temperatura de ese momento es precisamente la medición del punto de roció, que es el punto donde se inicia la condensación bajo esas condiciones. Cuanto menor sea el contenido de agua menor va a ser la temperatura a iguales condiciones de presión.

12

Existen en el mercado otros instrumentos que leen por métodos modernos y ofrecen menos margen de error y directamente dan el dato que se necesita es decir la cantidad de agua por unidad de volumen de gas.

1.5.3.6.

Absorción por glicol

El glicol es un producto químico orgánico de la familia de los alcoholes que naturalmente tiene gran avidez por la humedad, es prácticamente imposible mantenerlo en máxima pureza en contacto con el ambiente porque absorbe la humedad del aire. Esta importante propiedad es aprovechada para este proceso y los compuestos de monoetilenglicol, dietilenglicol y trietilenglicol tienen las propiedades absorbentes del alcohol y además son suficientemente estables con un punto alto en la temperatura de degradación, de tal manera que los convierten en óptimo para ponerlo en contacto con gases y que le quite el agua contenida en cualquier de

sus formas.

El tratamiento consiste en poner el gas en contacto íntimo en contra corriente con el glicol, hará que este se quede con toda el agua que transportaba el gas y para que ello se cumpla, se debe tener el mayor tiempo de contacto posible y la capacidad de absorción será para el trietilenglicol, de una libra de agua en tres galones de glicol. La temperatura de contacto es también importante siendo el rango optimo entre 50 100°F porque encima, se hace lo suficiente fluido como para atomizarse y entrar en la corriente del gas en forma de niebla que no puede detener el retenedor. Si la temperatura es inferior a la recomendada como mínima, el glicol se pone viscoso y el gas se canaliza sin tomar contacto íntimo con el absorbente.

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1.5.4. Marco Teorico 1.5.4.1.

Tecnología de captura de CO2

Existen tres tipos básicos de captura de CO2:

1. En Pre-combustión 2. Post-combustión (o Secuestro de CO2) 3. Oxi-combustión. El uso de cada uno de estos métodos dependerá entre otras cosas de la concentración de CO2, la presión del gas y el tipo de combustible que se utiliza. A continuación, se analizan con mayor detalle cada uno de éstos procedimientos de manera de captar virtudes y defectos en la aplicación de cada uno de ellos.

1.5.4.2.

Captura en pre-combustión

Este sistema está muy relacionado con la producción de hidrógeno, el cual es un agente muy importante en distintos procesos, entre los cuales se incluyen: 

Generar energía eléctrica o calor (produciéndose únicamente vapor de agua). o

La síntesis de amoniaco.

o

La producción de fertilizantes.

o

Los hidroprocesamientos en las refinerías de petróleo.

Básicamente consiste en producir, a partir de gas natural o gas sintético (proveniente de la gasificación de carbón u otros hidrocarburos), una mezcla gaseosa compuesta principalmente del hidrógeno mencionado H2 y CO2 para posteriormente separar estos dos gases. La separación se basa en la descarbonización del combustible antes de la combustión mediante técnicas de gasificación del carbón o reformado del gas natural.

14



Adsorción a cambio de presión, la cual se adapta para aplicaciones puras de hidrógeno, pero con las composiciones de gas sintético obtenidas usualmente, las pérdidas de hidrógeno serían inaceptables.



Separación Criogénica, en la cual el CO2 es separado físicamente del gas de síntesis condensándolo a temperaturas criogénicas para

producir CO2 líquido, listo para

almacenamiento. Este sistema no es atractivo pues

el enfriamiento del gas de síntesis

consume grandes cantidades de electricidad. 

Absorción química, usando una solución con monodietanolmelamina (MDEA). El proceso es usualmente llamado “amine scrubbing” y es la tecnología para remover CO2 más comúnmente utilizada en la actualidad.



Absorción física usando Selexol o Rectisol (metanol frío) es ventajoso a alta presión parcial de CO2 y es muy adaptable para productos de gasificación.



La separación de membrana es aplicada comercialmente para la separación de hidrógeno, pero se requiere mayor desarrollo antes que las membranas puedan ser usadas en una escala suficientemente grande. La selectividad de membranas comercialmente disponibles para CO2/H2 es también muy baja.

1.5.4.3.

Captura en pos-combustión

En este sistema, el CO2 se ha separado de los gases de escape producidos durante la combustión (principalmente N2) con aire de un combustible (carbón, gas natural etc.). Para su captura posterior, entre los procesos más viables se encuentran el ciclo de Calcinación – Carbonatación y la absorción química con aminas. El resto de las opciones es menos utilizado ya sea por su bajo desarrollo o por los altos costos que implican. Dentro de ellas se encuentran la adsorción física, la destilación criogénica y las membranas.

1.5.4.4.

Absorción química

En este proceso el CO2 reacciona con un líquido de absorción. Para ello se utilizan compuestos

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químicos (aminas y nuevos absorbentes en investigación) con gran afinidad de compuestos ácidos (CO2) y se usan como solventes formulados, en una mezcla especial para atenerse a la tarea de separación. Algunos de ellos también contienen activadores para promover la transferencia de masa en la absorción. En la tabla 2 se muestran los solventes usados comúnmente para llevar a cabo esta tarea.

Tabla 2: Solventes utilizados en el proceso TIPO DE SOLVENTE Aminas primarias Aminas secundarias Aminas terciarias Soluciones de sal alcalina

EJEMPLO Monoetanolamina (MEA) Diglicolamina (DGA) Dietanolamina (DEA) Diisopropanolamina (DIPA) Metildietanolamina (MDEA) Trietanolamina (TEA) Carbonato de potasio

Actualmente los siguientes procesos de solvente están comercialmente disponibles para el tratamiento del CO2. El detalle del proceso se observa en la figura 1. El sistema se descompone en dos etapas principales: Absorción y regeneración (incremento de temperatura è consumo energía) Figura 1: Detalle del

proceso de absorción química

16

1.5.4.5.

Ciclo de calcinación/carbonatación

Esta combinación de procesos se basa en la absorción química, usando como solvente a la caliza. Definiendo separadamente, la carbonatación es una reacción exotérmica donde los reactivos CO2 y CaO reaccionan para producir CaCO3. La energía que se desprende de esta reacción es de 430 kcal/kg CaCO3. La calcinación en cambio es el proceso inverso, pues produce la desorción del CO 2 y CaO mediante la descomposición de la caliza en presencia de calor.

Figura 2: Esquemas de funcionamiento de la tecnología calcinación/carbonatación

Las etapas de este proceso son.

1. La corriente de gases a tratar se toma antes de la entrada a la desulfuradora 2. El proceso propuesto trabajará en dos lechos fluidos circulantes interconectados, trabajando a una temperatura de 650 ºC el que actúa como carbonatador, y a 875 ºC el que trabaja como calcinador. 3. El calcinador trabajará en oxi-combustión, con el objetivo de generar una corriente alta de CO2 en los gases de salida. 4. La recuperación de calor en el nuevo ciclo propuesto se realizará

mediante

un ciclo agua-vapor supercrítico

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Visualizando la implementación de una planta con este sistema de captura podemos delinear 3 puntos necesarios:

1. Oxi-combustión en lecho fluido circulante atmosférico. 2. Planta de carbonatación-calcinación en conexión con una planta de carbón existente. 3. Planta de carbonatación-calcinación para central de generación nueva. Delineando básicamente las características de este sistema vemos que el proceso en si es bastante complejo de integrar, sumado al hecho de que la oxi-combustión está en fase de desarrollo. Sin embargo, se extraen características importantes, como los bajos costos que lo hacen competitivo con las técnicas de absorción, el hecho de que la desulfuración sea parte del proceso, incluyendo la purga que

tiene uso económico con las cementeras y finalmente una generación extra de energía

eléctrica que concentra bajas emisiones de CO2 que es nuestro objetivo.

1.5.4.6.

Adsorción física

Básicamente se encarga de utilizar materiales capaces de adsorber el CO 2 generalmente a altas temperaturas, para luego recuperarlo mediante procesos de cambio de temperatura o presión como se muestra en la figura 3. Figura 3: Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física

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1.5.4.7.

Membranas

Este proceso se utiliza para la captura de altas concentraciones de CO2 en gas natural a alta presión, de lo contrario (a baja presión) la fuerza de separación necesaria para el gas sería muy baja.

Dentro de las limitaciones de este sistema vemos que resulta en un mayor gasto de energía y por tanto es ineficiente frente a la absorción química, así como también incurre en un menor porcentaje de remoción de CO2. Esto indica principalmente que el sistema no está muy desarrollado y las membranas más eficientes aún no se han encontrado, pero como sistema es prometedor dado las ventajas operacionales que posee y que se mencionan a continuación en la figura 4.

Figura 4: Esquema de funcionamiento del sistema de membranas

Los flujos de gas y líquido son independientes, lo que evita problemas en las columnas ya sea de inundación, espumado.

5. No se necesita un lavado posterior al absorbente para recuperar líquido de absorción que es sacado hacia fuera.

La

operación

es

a

condiciones

termodinámicamente óptimas,

no

condicionadas por las condiciones hidrodinámicas del equipo de contacto

6. El equipamiento es compacto a través del uso de fibra porosa de membrana.

De manera de optimizar el uso de las membranas en el proceso, estas deben presentar algunas

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características particulares para una mejor performance.

1. La permeabilidad determinará el área de membrana necesaria para el proceso. 2. La selectividad (radio de permeabilidades) determinará la pureza del producto final. A menor selectividad podrían ser necesarios procesos posteriores de reciclaje. 3. La permeabilidad y selectividad de la membrana están correlacionadas negativamente, por lo que se necesita encontrar un óptimo intermedio de rendimiento. 4. La estabilidad es un tema importante para este procedimiento, por lo que una solución para ello son soportes porosos como pueden ser el vidrio, la cerámica o el metal.

Las membranas se pueden clasificar en orgánicas e inorgánicas, destacando que las membranas orgánicas no son resistentes a altas temperaturas como las inorgánicas. Dependiendo del tipo de membrana será la aplicación a la cual estará enfocada.

Las membranas orgánicas utilizadas comercialmente son las poliméricas, las cuales se utilizan para los siguientes procesos.

1. Separación de CO2 y CH4 a alta presión del dióxido de carbono. Separación de CO2 y N2, como parte del proceso de post combustión. En este proceso tanto la presión del flujo de gas como la selectividad de la membrana deben ser bajas, por lo que requiere etapas posteriores de reciclaje haciendo el procedimiento no rentable.

En las membranas inorgánicas encontramos más opciones en el tipo de membrana como se detalla a continuación.

1. Membranas metálicas, utilizadas en la captura en pre combustión, separando CO2 y H2 mediante compuestos con aleaciones. 2. Membranas microporosas, también utilizadas en la captura en pre combustión separando CO2 y H2. Para este proceso la selectividad que se puede obtener actualmente no es suficiente para separar más de 99.99% de H2. 3. Membranas transportadoras de iones, las cuales pueden ser usadas tanto en captura

20

en pre combustión como captura en oxi-combustión. Para el primer caso se utilizan membranas conductoras de protones y para el segundo membranas conductoras de oxígeno.

1.5.4.8.

Destilación criogénica

La información sobre este sistema es básica, y consiste a grandes rasgos en una serie de etapas de compresión, enfriamiento y expansión, en las cuales los componentes del gas se pueden separar en una columna de destilación. Esta tecnología se utiliza sobre todo para separar las impurezas de una corriente de CO2 de alta pureza. Un esquema básico se muestra en la figura 5. Sobre su aplicación se puede decir que no se ha utilizado a la escala y condiciones, en términos de disponibilidad de costeo, que se necesita para los sistemas de captura de CO2.

Figura 5: Esquema básico de la destilación criogénica

Dentro de los procesos donde se puede utilizar este sistema encontramos:

1. Separación de CO2 y CH4 en gas natural, donde se puede obtener entre

1 y 80% del

CO2 a alta presión (hasta 200 bar). 2. Separación de CO2 y H2 en gas sintético. En este proceso se obtiene entre 20 y 40% con presiones entre 10 y 80 bar. 3. Purificación de los gases de la combustión en el proceso de oxi- combustión, donde se pueden obtener concentraciones de CO2 entre 75 y 90%. En la figura 6 se muestra una gráfica que describe los requerimientos de presión y temperatura para una destilación criogénica con recuperación del 90% del CO2.

21

Figura 6: Gráfica de requerimientos de P y T para destilación criogénica

1.5.4.9.

Captura en oxi-combustión

Este proceso se realiza durante la combustión y tiene un largo recorrido como tecnología aplicada como se ve en la figura 7. Básicamente consiste en la utilización de oxígeno en lugar de aire para la combustión, de ahí que los gases de escape están compuestos principalmente de H2O y CO2, que puede separarse fácilmente del vapor de agua mediante condensación. Se presenta un esquema básico de funcionamiento. Esta tecnología es utilizada en centrales de nueva generación con ciclos agua-vapor extremadamente crítico, así como también en Turbinas de Gas con o sin calderas de recuperación.

22

Figura 7: Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión

Al ser una tecnología que está actualmente desarrollándose, existen muchos proyectos de investigación en el tema buscando mejores desempeños y eficiencias de costos. En la siguiente tabla 3 se presentan los aspectos más importantes a desarrollar en los diferentes aspectos de esta tecnología. Tabla 3: Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización ASPECTO DEL PROCESO ASU (Unidad de separación de aire)

ÁREAS CRÍTICAS DE DESARROLLO

1. Destilación criogénica. Consumo de auxiliares. 2. Membranas cerámicas que incrementan la eficiencia. 1. Combustión, ignición, estabilidad de llama,

Combustión O2

Filosofía de operación

temperaturas y perfiles de llama. 2. Volumen del hogar. Absorción térmica por unidad de superficie. 3. Grado de recirculación CO2.

1. Flexibilidad de operación. 2. Integración de la ASU. 3. Disposición chorros de O2 puro, CO2 recirculado y transporte de carbón.

Emisiones

1. Cinética del SO2. 2. Composición de las cenizas.

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Materiales

1. Propiedades de operación a largo plazo y altas temperaturas. 2. Ensayos de materiales avanzados ultrasupercríticas. 3. Potencial de corrosión para carbones con altos contenidos de cenizas.

1.5.5. Marco Referencial Normas internacionales American Petroleum Institute (API)

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API SPEC 5L Especificaciones para tuberías de flujo

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API RP 5L1 Prácticas recomendadas para el transporte de tuberías

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API RP 5L3 Prácticas recomendadas para pruebas de tuberías de flujo

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API RP 5L7 Prácticas recomendadas para uso de tuberías de flujo en el Campo

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API RP 5L8 Prácticas recomendadas para inspección de tuberías de flujo en el Campo

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API SPEC 6D Válvulas

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API RP 1110 Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines

American Society of Mechanical Engineers (ASME)

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ASME B16.5 Bridas para tuberías y conexiones

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ASME B31.8 Gas Transmission & Distribution Piping Systems

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ASME B31.3 Process Piping Design

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ASME B 16.10 Dimensiones de válvulas, cara a cara, extremo a extremo

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ASME B16.20 Juntas metálicas para bridas de tuberías - Espiraladas y Recubiertas (jacketed)

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ASME B16.21 Juntas planas no metálicas para bridas de tuberías

Instrument Society of America (ISA)

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ISA–5.1 Instrumentation Symbols and Identification

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ISA–5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations

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ISA–5.3 Graphic Symbol for Distributed Control

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ISA–5.4 Instrument Loop Diagrams

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ISA–5.5 Graphic Symbols for Process Displays

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National Fire Protection Association (NFPA)

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NFPA 1 Fire Prevention Code

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NFPA 12 Carbon dioxide extinguishing systems

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NFPA 10 General Fire Safety

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NFPA 72 National Fire Alarm Code

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NFPA 70 National Electric Code

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NFPA 77 Recommended Practice on Static Electricity

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NFPA 495 Explosive Materials Code

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NFPA 496 Purged and pressurized enclosures for electrical equipment

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NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems

American Society for Testing and Materials (ASTM)

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ASTM E-1171 Standard Method for Photovoltaic Modules in Cyclic Temperature and Humidity Environments

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ASTM E-1328 Standard Terminology Relating to Photovoltaic Solar Energy Conversion

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ASTM A194 Especificación Standard para tuercas de aceros al carbono y de aceros aleados para bulones, para servicio a alta presión o a alta temperatura, o para ambas condiciones

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ASTM F146 Método de ensayo para la resistencia a los fluidos de materiales para juntas

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ASTM F152 Método de ensayo para la tensión de materiales para juntas no Metálicos

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ASTM F436 Especificación para arandelas de acero endurecido

1.5.6. Marco legal Legislación Boliviana Seguridad

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Reglamento para el diseño, construcción y abandono de ductos.

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Reglamento de Normas Técnicas y Seguridad para las Actividades, Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

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Medio ambiente

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Ley de medio ambiente N° 1333 del 27-04-1992.

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Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburo D.S. 24335.

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Reglamento Para Construcción Y Operación De Plantas De Almacenaje.

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Reglamento de Contaminación Atmosférica D.S. 24176.

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Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos D.S.

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