• Author / Uploaded
• Daniela Riera

Citation preview

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL NÙCLEO FALCÒN-EXTENSIÒN PUNTO FIJO

Diseñar una unidad de proceso de recuperación de líquidos del gas natural (LGN) a partir de una corriente de gas seco.

TUTOR ACADÉMICO:

AUTORES:

ING. DANIEL VILORIA

NARVÁEZ MARÍA RODRIGUEZ ANDRÉS RIERA DANIELA RIVERO YANNY

MARAVEN, JUNIO DEL 2019.

INTRODUCCIÓN El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se extrae, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90% o 95%. Los líquidos del gas natural formado por etano, propano, butano, y otros componentes más pesados, son utilizados en el mercado interno como combustible y materia prima, un 31,4% de la producción nacional abastece a los mercados internacionales. Según Osorio J. (2008). “Las reservas de gas de Venezuela se han calculado como las séptimas en volumen a nivel mundial y con una duración teórica de más de cien años. Actualmente, el gas natural tiene una participación del 46% en el mercado energético nacional, ahorrando grandes cantidades de petróleo. Las plantas de extracción existentes, en el área de oriente son: Jusepín, Santa Bárbara y San Joaquín, y la planta de fraccionamiento de José. En el área de occidente: GLP5, Tía Juana 2 y 3, Lama Proceso, Lamar Líquido, El Tablazo 1 y 2. Adicionalmente se realizan dos grandes proyectos gasíferos en la Plataforma Deltana, entre el estado Delta Amacuro y la isla de Trinidad y el proyecto Mariscal Sucre, al Norte de la Península de Paria, costa afuera”. Partiendo de la necesidad de sustentar el mercado nacional y en apoyo a la producción de líquidos del gas natural aprovechando los recursos naturales existentes, se realizará un estudio técnico-económico de la mejor alternativa del proceso de Extracción de líquidos y su disposición para la situación actual y futuro. El estudio se ejecutará en el campo la selección de procesos de Extracción de líquidos tales como: Refrigeración Mecánica, Turbo-expansores y Válvula Joule Thompson para el proceso de Extracción de líquidos del gas natural.

2

CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El desarrollo y perfeccionamiento de la tecnología del gas natural han contribuido decididamente a que esta fuente natural de energía sea factor importante de la vida moderna, tanto para las industrias como para el hogar. Según Mendoza. V, (2010). “La importancia del gas natural radica en el bajo impacto ambiental que tiene en el uso como combustible en comparación con otros sustancias, siendo un recurso muy empleado en el sector industrial, como materia prima, y es producto final de gran utilidad para los sectores domésticos y comerciales”. Pág. (27). Por estos motivos, por la abundancia de sus yacimientos y el bajo precio del producto el valor de éste ha aumentado significativamente a lo largo de las dos últimas décadas. Venezuela es considerada el séptimo país con los mayores recursos de gas natural del mundo. Es por esta razón que Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA), ha hecho hincapié en los últimos años en el desarrollo de proyectos de gas que, bajo la batuta del Ministerio de Energía y Minas, intentan atender la demanda interna e incluso exportar este recurso a naciones vecinas con alto consumo, como es el caso de Estados Unidos. Aunque existen y se desarrollan proyectos en miras de abastecer el mercado nacional e internacional, la crisis por la que atraviesa el Estado, hace que sus intenciones por resguardar la soberanía auto sustentándose en ésta materia se vea en extrema dificultad, puesto a que lo que se produce no cumple con la demanda interna y por medidas de sanciones económicas extranjeras aplicadas al Estado, muchas de sus empresas han reducido su producción y hasta han dejado de producir, lo que se inclina a favorecer la crisis venezolana. Como ejemplo del declive de producción que han tenido las empresas nacionales en materia de gas natural, según Osorio J. (2008). “Para el año 2008 en los bloques VI, V-Lamar y V-centro pertenecientes a la unidad de explotación Lagocinco-Maracaibo, se produjeron un volumen de gas rico de 240 MMPCED 3

(millones de pies cúbicos estándar por día), de los cuales solo 120 MMPCED se pudieron procesar, dejándose de producir un volumen importante de líquidos del gas natural”. La corriente de gas de la Unidad de explotación de Lagocinco posee un alto contenido de propanos, butanos y Gasolina Natural (3.62 GPM), del cual se estima que puedan recobrarse 13.711 barriles diarios de líquidos del gas natural (LGN), al procesar un volumen aproximado de 240 MMPCED (millones de pies cúbicos estándar por día) de gas para la situación actual y 33.707 barriles diarios de líquidos del gas natural (LGN) procesando 590 MMPCED (millones de pies cúbicos estándar por día) de gas para el 2017 según el Plan de Negocios 2007-2017 de PDVSA, mediante el uso apropiado de un proceso de extracción. Por otra parte según Osorio J. (2008) “La Planta Lamar líquido tiene una capacidad nominal de 160 MMPCED (de los cuales solo maneja 120 MMPCED (millones de pies cúbicos estándar por día) por limitaciones en el sistema de compresión, obteniéndose un recobro de 3.400 barriles de líquidos del gas natural. Esta planta se encuentra hoy en día fuera de servicio y según información técnica la planta estuvo operando con bajo factor de recobro. Adicionalmente, hoy en día las plantas de Compresión de la Unidad de Explotación Lagocinco (5Gas2, 5Gas3, 5Gas4, 5Gas5, y los Boosters) y PC-7, utilizan el gas rico como combustible de arranque y operación normal generando problemas operacionales, tales como la aparición de puntos calientes en la cámara de combustión y la formación de coque sobre los alabes de las turbinas”.). Dichas condiciones de operación han traído como consecuencia la disminución de la eficiencia de la misma y la reducción de su período de vida útil, todo esto originado por la presencia de hidrocarburos líquidos en la corriente gaseosa. El daño ocasionado a los combustores y a los alabes de las turbinas ha producido paros no programados de estos equipos para reparaciones, con los consecuentes costos de mantenimiento, pérdida de producción asociada y reducción del porcentaje de utilización del gas natural, adicionalmente se tendría mayor probabilidad de formación de hidratos en el sistema de distribución de Gas Lift (LAG). (Osorio J. 2008). 4

Dentro de los proyectos desarrollados costa a fuera (Proyecto Rafael Urdaneta), frente a la Península de Paraguaná (Falcón-Punto Fijo), se encuentra establecido el Bloque Cardón IV, ubicado en el campo Perla, conformado por las empresas ENI, de Italia; y Repsol, de España y en sociedad con PDVSA. Según PDVSA (2016) en su portal afirma que el Bloque “es uno de los cinco productores de gas natural más grandes del mundo. Manejó al cierre del año 2015 un promedio de producción de 500 millones de pies cúbicos por día y actualmente produce 510 MMPCD”. Lo que se considera suficiente para exportar y además satisfacer las necesidades del mercado interno. Por otra parte, cabe destacar que dentro de los convenios establecidos por la filial Cardón IV y Venezuela, según PDVSA (2016) en su portal dicta que “está establecida solo la distribución de gas natural al mercado interno”, por lo que el procesamiento del gas natural va destinado hacia otras unidades dedicadas a la obtención de LGN y luego al fraccionamiento de estos productos para el impulso de la petroquímica, la industria y los usos domésticos. Como tal entonces en Punto fijo no se encuentran plantas dedicadas al procesamiento del gas natural, lo que convendría al evaluar el aprovechamiento del gas natural que es enviado del Bloque Cardón IV. Considerando entonces el alto valor comercial que han alcanzado los líquidos del gas natural en el mercado, sumado a las necesidades de la industria petroquímica venezolana, se ha convertido en un incentivo para tratar de optimizar los procesos asociados a la extracción de líquidos del gas natural (LGN). Con el fin de cubrir la demanda nacional, dar cabida a la exportación de los diferentes productos obtenidos (GNL, LGN: GLP y Gasolina natural) y el aprovechamiento del recurso natural (gas natural) que se obtiene en la zona, mediante la aplicación de un proceso factible,

se propone el diseño de una unidad de proceso de

recuperación de líquidos del gas natural (LGN) a partir de una corriente de gas seco.

5

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

OBJETIVO GENERAL: Diseño de una unidad de proceso de recuperación de líquidos del gas natural (LGN) a partir de una corriente de gas seco. OBJETIVOS ESPECÍFICOS: 

Seleccionar la tecnología adecuada para la recuperación de LGN.



Determinar la ubicación de la planta.



Dimensionar la planta de recuperación de LGN.



Construir los planos del proceso.



Estimar los costos asociados al diseño de la planta.

6

JUSTIFICACIÓN Con el pasar de los años la necesidad energética ha tenido un auge asociado al crecimiento de la población mundial, ya que se ha vuelto un elemento básico y vital para el desarrollo de las naciones del mundo, así como en el sector industrial, comercial y doméstico. La importancia de la energía radica en su utilidad, y a pesar que esta se presenta de diferentes formas y se obtiene de diferentes fuentes, es aprovechada al máximo para satisfacer la demanda que pueda tener una nación. Actualmente, la fuente principal para la obtención de energía radica en el petróleo y el gas, o en su defecto, en los hidrocarburos y por ello han surgido diferentes formas para procesarlo. No obstante, antes de recibir el beneficio energético los hidrocarburos deben ser sometidos a diferentes procesos petroquímicos

para reducir sus impurezas y que

también

reduzca

su

contaminación al ser utilizado y de esta forma obtener el producto deseado. El LGN cumple con los estándares energéticos básicos, además puede ser aprovechado para otros tipos de intereses industriales. Visto de esta forma, surge la Propuesta de Diseñar una unidad de proceso de recuperación de líquidos del gas natural (LGN) en beneficio del desarrollo energético nacional, con el fin de obtener un producto que cumpla con los parámetros de calidad a través de la implementación de diversas tecnologías y que está a su vez cuenta con distintos procesos para el mejoramiento de la misma, logrando abastecer la demanda interna nacional de LGN para los sectores industriales, comercial y doméstico. Al emplear metodologías de investigación basadas en prácticas experimentales se crea el incentivo en los estudiantes en desarrollar capacidades que permitirán el crecimiento profesional, dando paso en amoldar el pensamiento estructurado que concederá el buen desenvolvimiento del estudiante permitiendo el desarrollo de, actitudes, habilidades y destrezas que incentivarán en proponer nuevos proyectos de investigación a medida que avance la experiencia 7

académica. De igual manera se busca con dicho proyecto aportar en las Líneas de Investigación de la UNEFA, al disponer de nuevos e interesantes conocimientos que permitan complementar o apertura nuevas investigaciones en base a la obtención de LGN. A nivel profesional se establece el crecimiento y desarrollo, mediante la aplicación de metodologías de investigación que buscan dar soluciones efectivas a diversas problemáticas, de tal forma de lograr profundizar el desarrollo de valores, actitudes, habilidades y destrezas que apuntan al mejoramiento en la calidad del aprendizaje a través de la activa participación en un proyecto organizado que atiende las necesidades del Estado. Institucionalmente se toma en cuenta el aporte del proyecto a las Líneas de Investigación de la UNEFA, encajando dicha investigación en “Venezuela país potencia en lo social, lo económico y lo político”, cuyo propósito es “Promover la investigación e innovación que garantice la generación de un modelo de ciencia, tecnología e innovación, y su aplicación para solucionar problemas concretos del país en el ejercicio pleno de la soberanía nacional, ampliando la defensa de la patria y profundizando en el desarrollo de la nueva geopolítica nacional”. Constitucionalmente la República Bolivariana de Venezuela consagra el derecho al ambiente como un derecho transgeneracional, ubicándolo como un bien jurídico protegido por el Estado con la activa participación de la sociedad. Por lo que establece en la Constitución venezolana, en el artículo 128 que “El Estado desarrollará una política de ordenación del territorio atendiendo a las realidades ecológicas, geográficas, poblacionales, sociales, culturales, económicas, políticas, de acuerdo con las premisas del desarrollo sustentable, que incluya la información, consulta y participación ciudadana. Una ley orgánica desarrollará los principios y criterios para este ordenamiento”. Al igual, en el Plan de la Patria, el Gran Objetivo Histórico número cinco (5) que dicta “Contribuir con la preservación de la vida en el planeta y la salvación de la especie humana”, plantea en los Objetivos Estratégicos Generales 5.1.3.5. 8

“Constituir un sistema nacional, regional y local para el aprovechamiento de residuos y desechos, para la creación de insumos útiles para el vivir bien, dándole prioridad a su uso como materias primas secundarias para la industria nacional”. Por otro lado el Reglamento de la Ley Orgánica de Educación, en su Artículo 48, inciso 5, pone en manifiesto el tema sobre la Educación Extra Curricular; El Ministerio de Educación "Estimulará a la población para la toma de conciencia acerca de la conservación, defensa, mejoramiento, aprovechamiento y uso racional del ambiente y de los recursos naturales y la superación de la calidad de vida". En tal sentido, es necesario ratificar la defensa de la soberanía del estado venezolano sobre los recursos naturales mediante el aprovechamiento del gas natural para el beneficio de nuestro pueblo en cuanto al progreso.

9

ALCANCE Y DELIMITACION

El gas natural es visto en la actualidad como una de las principales y más relevantes fuentes de energía, utilizadas por todo el planeta, y en el cual se han desarrollado nuevas tecnologías tanto para uso doméstico como para uso industrial o comercial. La presente investigación, en lo concerniente al ámbito especial, se llevará a cabo en la ciudad de Punto Fijo, Municipio Carirubana, Estado Falcón especialmente en la parroquia Punta Cardón. En cual tiene como objetivo diseñar una unidad de proceso de recuperación de líquidos del gas natural (LGN) con el fin de cubrir la demanda nacional, dar cabida a la exportación de los diferentes productos obtenidos (GNL, LGN: GLP y Gasolina natural). Cabe destacar que la unidad de proceso partirá de una corriente de gas seco, es decir, la alimentación de la unidad ya vendrá tratada, y estará limitada a la obtención de LGN que luego serán transportados a otras unidades para su posterior fraccionamiento. El tiempo a considerar para la realización de este proyecto es de un periodo de 4 meses debido a la complejidad que posee.

10

SELECCIÓN DE UBICACIÓN Para la ubicación de nuestra unidad de proceso para la recuperación de líquidos del gas natural (LGN) a partir de una corriente de gas seco, es primordial el estudio de una amplia gama de elementos y/o recursos, ya que de su utilización puedan facilitar el progreso de la misma. De tal manera, se procederá a realizar un análisis comparativo de las localidades que se cree pueden satisfacer las necesidades de dicha empresa; por lo cual el funcionamiento de equipos y bienes son claves en dicho módulo ya que depende de ello el área de trabajo será acorde y efectiva para el proceso en el que se desarrollara la misma. “Describimos una micro localización, a la determinación del punto preciso donde se construirá la empresa dentro de la región y en esta se hará la distribución de las instalaciones en dicho terreno elegido (Jerochalmi, 2003).” De esta manera evaluamos los siguientes criterios o servicios con los que se debe contar para el diseño de nuestra unidad: ✓ Acceso al agua potable ✓ Acceso a electricidad ✓ Vías de acceso pavimentadas ✓ Acceso a líneas telefónicas ✓ Acceso a transporte para traslado de producto y materia prima Por lo que se considera dos posibilidades a comparar para tomar la mejor localidad para iniciar dicho diseño. Para la comparación se tabulan datos de puntuación analíticos los cuales contienen una puntuación que permitirán conocer un lugar adecuado para la localización de la misma, por lo que se evalúa de la siguiente manera: 1. Malo 2. Considerable 11

3. Bueno 4. Excelente Tabla Nº 1. Factores críticos y objetivos.

CRITERIOS

PROPUESTA 1

PROPUESTA 2

PROPUESTA 3

MARAVEN

PUNTA CARDON

AMUAY

3

2

3

4

3

3

4

3

3

2

2

3

4

2

14

17

12

Acceso a agua potable Acceso a electricidad Disponibilidad física del terreno. Acceso a líneas telefónicas

2

Acceso a transporte para materia prima y productos

Total

Fuente: Elaboración Propia (2019). Así mismo, analizando los datos se considera la mejor opción y se concluye que el lugar idóneo para la instalación de la planta es la localidad de Punta Cardón, está ubicada al Suroeste de la península de Paraguaná, perteneciente al municipio autónomo Carirubana del estado Falcón. La localización cuenta con óptimas condiciones que son necesarias para el funcionamiento de la misma, y a su vez, la cercanía que tiene con la refinería PDVSA (CRP)-Cardón para el aprovechamiento de recursos como agua y electricidad, se considera también los factores medio-ambientales como lo son corrientes de aire, disponibilidad física del terreno, sin urbanizaciones cercanas, el acceso al mar, que es una parte fundamental para transportar los productos obtenidos en la planta. De igual importancia se considera dicha localización por la cercanía con el Bloque Cardón IV que es la unidad encargada de distribuir el gas 12

natural a nivel nacional y se toman en cuenta factores como las vías de comunicación para darle seguimiento en el área de transporte y al factor de las telecomunicaciones.

Figura 1: Punta Cardón- Falcón. Fuente: Google Maps

13

14

SELECCIÓN DE TECNOLOGÍAS Cuadro 1. Datos generales de las tres tecnologías aplicadas la planta de tratamiento de gas. Tecnología

Producto/ Aplicación *Gas natural

Turbo-Expander

*Líquidos del gas natural *Licuefacción del petróleo GAS – GLP

*Control de dew point Refrigeración Mecánica

*Líquidos del gas natural - LGN

*Ajuste de dew point Joule Thomson

*Condiciones para condensados del gas natural *Gas a venta

Características *Expansión mediante una turbina obteniendo generación de energía. *Favorable a presiones altas de operación. *Proporciona una reducción de temperatura de 120 a 200 °F. *Recupera hasta un 90% de C3 y un 100% de C4+. *Flujos mayores de 100 MMscfd. *Uso de chillers para lograr el enfriamiento del gas y condensación de los pesados. *La economía del enfriamiento depende de la rentabilidad de la recuperación de GLP. *Proporciona una reducción de temperatura de 50 a 100 ° F con poca caída de presión. *Recupera hasta un 85% de C3 y un 94% de C4+. *Flujos entre 30 y 90 MMscfd. *Enfriamiento del gas para lograr condensación de los compuestos pesados con una expansión aprovechando el efecto JT sobre el gas. *Requiere compresión para compensar la pérdida de presión en la expansión. *Proporciona una reducción de temperatura de 20 a 50 ° F *Flujo entre 5 y 10 MMscfd.

Fuente: Elaboración propia. 2019

15

Cuadro 2. Ventajas y desventajas de las tres tecnologías aplicadas la planta de tratamiento de gas. Tecnología

Ventajas

Desventajas

*Se pueden obtener muy bajas temperaturas (utilizada comúnmente en procesos

Turbo-Expander

criogénicos).

*Caída de presión significativa

*Unidad compacta requiere mínimo espacio

*Re-compresión habitualmente requerida.

de instalación.

*Alto costo de inversión de capital

*Tiene mayor recuperación de hidrocarburos

*Problemas con el exceso de energía obtenida

líquidos por mayor enfriamiento en expansión isoentrópica. *Proceso versátil: múltiples configuraciones Refrigeración Mecánica

posibles del ciclo de refrigeración. *Bajos consumos de energía *Bajo costo de operación *Proceso fácil de operar

Joule Thomson

*Es un diseño simple y compacto *Bajo costo de capital *Bajo costo de mantenimiento

*Puede ocupar una gran área con equipos pesados *Mayores costos de insumos y mantenimiento *Sensible a la composición del gas de carga *Requiere de almacenamiento de refrigerante (potencialmente peligroso) *Necesita de etapa de compresión al final del proceso. *Proceso sensible a la composición, respecto al porcentaje de C2+.

Fuente: Elaboración propia. 2019

16

En relación a la información recolectada de las fuentes bibliográficas, se obtiene una breve descripción de cada una de las tecnologías aplicadas al proceso de recuperación de los líquidos del gas natural, para así resaltar las características y las ventajas y desventajas que tienen cada una ellas, valorando de ésta manera los aspectos fundamentales de los procesos y así poder escoger mediante dichos fundamentos teóricos la mejor tecnología respecto a los resultados a los que se quieran llegar. En este contexto se determinó la tecnología más adecuada para la obtención LGN de una corriente de gas natural, de acuerdo a los resultados de los análisis del mismo, y a las ventajas y desventajas de los procesos seleccionados. Se realizó una investigación de las alternativas mediante el método de los factores ponderados considerando diversos criterios, asignándole un peso ponderado a cada uno de ellos, para así comparar las diferentes tecnologías y así determinar la que más se ajusta para la obtención de los líquidos del gas natural de acuerdo a los requerimientos. Criterios considerados para la selección de la tecnología.  Grado de complejidad (7%): La solución seleccionada debe ser de simple construcción, operación, mantenimiento y reparación.  Impacto directo en el área (13%): Se refieren a los daño que puede generar al ecosistema la implementación de la tecnología seleccionada, así como se debe considerar una cadena de factores que se relacionan entre sí, tales como calidad del gas, grado de tratamiento, utilización de materiales y personal local, mejoras económicas indirectas, mejoramiento técnico de personal local, influencias indirectas en la economía.  Participación local (15%): El aprovechamiento y tratamiento de LGN técnicas, administrativas, financieras y legales que involucran a una serie de agencias locales.

17

 Confiabilidad (10%): El sistema debe tener un grado de confiabilidad adecuado para cada componente del sistema. Si se establece un alto grado de confiabilidad con recursos limitados, se obtendrán soluciones muy costosas que solo pocos usuarios podrán afrontar.  Flexibilidad (17%): La propuesta tecnológica debe producir agua de calidad óptima en forma continua, con un mínimo de operación y de fácil mantenimiento.  Factibilidad (10%): Se refiere a la disponibilidad con la que cuenta la empresa para gestionar los recursos necesarios para llevar a cabo los objetivos o metas señalados, con la finalidad de garantizar un sistema de tratamiento óptimo.  Tiempo y plazo (15%): El proceso de construcción debe ser simple y efectuarse en un plazo corto.  Mano de obra (18%): La construcción, operación y mantenimiento deben considerar la capacidad local existente para ejecutar y dirigir las obras.  Variables Economía (15%): Este es uno de los factores más importantes, ya que involucran los costos de todas las actividades y materia prima para alcanzar para acometer la implantación y desarrollo de la nueva tecnología. Entre estos costos se encuentran los costos de instalación, mantenimiento y operacionales necesarios para el desarrollo de la misma.  Costos de instalación (8%): Esto se refiere al costo de la ejecución física para la puesta en marcha de la instalación de las tecnologías para llevar a cabo la operatividad de la planta, asignándole entonces un peso de 8%, ya que influye directamente en el desembolso inicial del proyecto y por ende en factibilidad del mismo.  Costos de mantenimiento(7%): En este factor se engloban los costos de mantenimiento ó sustitución de los distintos equipos y líneas que conforman

18

la planta, fijándole un peso de 7%, la calificación se dará de acuerdo a los costos que genere la tecnología correspondiente al factor.  Costos operacionales (8%): Este factor representa los costos que son necesarios para mantener en operatividad la planta entre los cuales se encuentran: servicios, mano de obra, requerimientos de energía entre otros. Su ponderación es 8% ya que determinará la tecnología que genere menor costo de operación, este costo influye directamente en los gastos fijos que generará el proceso. (CEPIS 2006) Para determinar la opción definitiva se asignó una puntuación a cada factor según una escala numérica establecida, la cual se multiplica por el peso asignado a cada factor; luego se suma los puntos de cada factor de las diferentes alternativas, de tecnologías y la que resulte con el mayor puntaje es la tecnología que más se adecúa al proceso estudiado. Tabla Nº 2. Escala utilizada para la selección de la tecnología. Asignación de escala a cada variable

Puntuación

Regular

1

Deficiente

2

Bueno

3

Muy bueno

4

Excelente

5

Fuente: Elaboración Propia. (2019) Matriz de selección Una matriz de selección, es una técnica de clasificación jerárquica para evaluar proyectos potenciales, problemas, alternativas o soluciones propuestas basadas en un criterio específico o dimensiones de calidad. Por lo que la matriz de selección para la obtención de LGN se basó en varios criterios como: grado de complejidad, impacto directo en área, participación local, confiabilidad, flexibilidad, factibilidad, tiempo y plazo, mano de obra, variables económicas, costos de mantenimiento, costos operacionales y costos de instalación. Para determinar tal 19

selección se utilizó un método de ponderación aditiva permitiendo la evaluación cuantitativa de los factores como se muestran en la siguiente tabla: Tabla Nº 3. Matriz de selección

Tecnología Criterios considerados

Grado de complejidad Impacto directo en el área Participación local Confiabilidad Flexibilidad Factibilidad Tiempo y plazo Mano de obra Variables económicas Costos de instalación Costos de mantenimiento Costos de operacionales Total

Ponderación asignada (%)

Joule Thomson

Turbo-Expander

5 9

Puntos asignados 5 4

0,3 0,4

Puntos asignados 3 5

10 7 12 7 10 13 10 6 5

3 5 5 5 5 5 4 4 5

0,3 0,4 0,6 0,4 0,5 0,7 0,4 0,2 0,3

3 5 5 5 3 2 2 2 2

6

4

0,2

2

100

%

4,7

%

Refrigeración mecánica

0,2 0,5

Puntos asignados 3 4

0,2 0,4

0,3 0,4 0,6 0,4 0,3 0,3 0,2 0,1 0,1

3 3 3 4 2 3 2 3 3

0,3 0,2 0,4 0,3 0,2 0,4 0,2 0,2 0,2

0,1

3

3,3

%

0,2 3,2

Fuente: Elaboración Propia. (2019)

De los cuadros 1, 2, y en conjunto con la matriz de selección se concluye que la tecnología de turbo expander es la tecnología con más eficiencia y con más recuperación de condensados respecto a las otras dos tecnologías, aunque con un alto costo de inversión lo que nos lleva a descartar dicho método, con respecto a la refrigeración mecánica, esta es una propuesta aceptable, ya que recupera un buen porcentaje de líquidos y la inversión no es tan alta a comparación de turbo expander, más sin embargo esta tecnología necesita de un ciclo de refrigeración que implica el uso de un fluido de servicio (propano), un compresor y un enfriador generando un gasto adicional. Es por ello que se llega a la elección de la 20

tecnología Joule Thomson, a pesar de que la recuperación de etano es moderada, su diseño es simple y compacto, además tiene un amplio rango de flujo, simplicidad de operación, lo que trae consigo un bajo costo de capital. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DE GAS Las condiciones del gas de alimentación a la “PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS” son las siguientes: Tabla N° 4. Composición de la alimentación Componentes C1

Lb mol/h 5456,6

C2

399.3

C3

332.7

C4

133.1

C5

166.2

C6

99.8

Total

6587,9

Temperatura (°F)

120

Presión (Psia)

964,7

Fuente: Elaboración Propia. (2019) Considerando que la alimentación del proceso está compuesta principalmente de metano, que se encuentre además a una alta presión, lo que favorece a la tecnología seleccionada, y en vista de que dicha alimentación no contiene las impurezas que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono, helio y sulfuro de hidrógeno, se considera que la alimentación, dada sus características, es un gas seco, es decir, que el gas de alimentación ya fue sometido a un proceso de tratamiento en el que se eliminaron dichas impurezas. Cabe destacar que el tratamiento es un paso previo al procesamiento del gas natural por lo que nuestro proceso estará limitado con respecto a la alimentación de gas ya tratada y llegará hasta la obtención de los LGN, con eliminación del

21

metano. Cabe destacar que la tecnología seleccionada será ajustada a los requerimientos de la planta a diseñar. DESCRIPCION GENERAL DEL PROCESO. El enfriamiento del gas y la recuperación de condensados se realiza con el fin de ajustar el punto de rocío (dew point) en el gas de venta, teniendo unas presiones que varían entre 572 y 612 psia y a una temperatura que oscila entre 33 y 42 °F. El gas de entrada a la planta Joule Thomson proviene de los deshidratadores, los cuales descargan a una presión de 1180 psia y temperatura de 92-104 °F. Este proceso se realiza en cuatro etapas: Pre-enfriamiento, retiro de condensados, expansión Joule-Thomson y retiro de condensados.  Pre-enfriamiento. El gas seco proveniente de la unidad de deshidratación pasara por un sistema de enfriamiento mediante intercambio de calor con el gas tratado. Este proceso inicia mediante el uso de un intercambiador de tubos y coraza que tiene una capacidad de 15 MMSCFD (Millones de pies cúbicos cuadrados por día), en donde circulará por la coraza el gas a tratar con una presión de 1180 psi y una temperatura de 98 °F, saliendo a 1175 psi y 72 °F; y por los tubos entra el gas tratado proveniente del segundo separado bifásico como gas refrigerante a una presión de 592 psi y una temperatura de 32 °F y sale a 582 psi y 70 °F, para ser enviado al sistema de compresión.  Primer separador bifásico. Posteriormente, el gas pasará a través de un separador bifásico con una capacidad de 15 15 MMSCFD (Millones de pies cúbicos cuadrados por día), en donde se retirarán los primeros líquidos generados por el cambio de temperatura.  Expansion Joule Thomson. La unidad Joule Thomson realiza el control de punto de rocío del gas de venta, por expansión y enfriamiento de la corriente de gas de entrada (Efecto 22

Joule Thomson), condensando los hidrocarburos pesados y el agua, que son posteriormente removidos como líquidos.Para alcanzar el dew point establecido como requisito para el transporte del gas y con el fin de separar los condensables remanentes en el gas, se realiza una expansión del gas de 1175 psi y 72 °F a 592 psi y 37 °F mediante una válvula de Joule-Thomson con una capacidad de 12 15 MMSCFD (Millones de pies cúbicos cuadrados por día).  Segundo separador bifasico. El sistema de la válvula cuenta con un (1) separador bifásico con una capacidad de 15 MMscfd, que retirará los condensados generados en la expansión. Sistema de Operación. Para la operación del sistema de dew point se lleva el control de la temperatura a la salida del pre-enfriador y el nivel de expansión en las válvulas Joule Thomson (JT). El proceso se define estableciendo el nivel de expansión requerido en las válvulas JT, el cual en un principio deberá ser una diferencial de 583 psia. Es importante tener en cuenta el caudal a manejar por cada válvula con el fin de ajustar el porcentaje de apertura de la válvula y por ende la capacidad del flujo del gas de la válvula (Cg). Luego de establecer la caída de presión se ajusta la temperatura del gas a la salida del pre-enfriador, lo cual se hace ajustando la cantidad de gas que pasa por el intercambiador mediante la válvula de by pass de este. La planta está equipada con un medidor que determina el dew point del gas a la salida. El dew point se ajusta mediante el control de la temperatura a la salida del pre-enfriador.

23

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÒN Los antecedentes, según Hurtado y Toro (2005) “son indignaciones previas que sustentan el estudio, tratan sobre el mismo problema o se relacionan con otros. Sirven de guía al investigador y le permiten hacer comparaciones y tener ideas sobre cómo se trató el problema en la oportunidad” (p. 89); es decir, son las investigaciones realizadas anteriormente y que guardan alguna vinculación con el problema en estudio, en esta investigación se recurrirán las siguientes: BETANCUR L. & LANCHEROS A. (2017). “Evaluación de dos alternativas con recuperación de condensados en el tratamiento de gas natural con respecto al método Joule Thomson”. Bogotá D.C- Colombia. El proyecto se enfocó en evaluar la recuperación de líquidos del gas natural a partir de dos tecnologías diferentes a la implementada por la empresa actualmente (Joule Thomson). Las dos tecnologías que se escogieron para el proyecto fueron “Turbo expander” y “Refrigeración mecánica”, tecnologías que son usadas en la industria de gas para recuperar los líquidos del gas natural (LGN) y ajustar la temperatura de gas a venta según las normas que exigen el reglamento único de transporte (RUT). El proyecto inició con un diagnóstico de las tres alternativas respecto a su caracterización, a los productos, a las aplicaciones y a las ventajas y desventajas que tiene cada una de ellas dentro de la industria de gas, realizando una comparación y un análisis detallado. Para escoger la mejor alternativa se realizó un análisis cuantitativo y cualitativo, los cuales se basan principalmente de los resultados obtenidos por las simulaciones y por el diagnóstico realizado. ALVARADO

B.

(2014).

“Factibilidad

técnica-económica

para

la

instalación de una planta de extracción de líquidos en el complejo de compresión Lagogas Norte”. Maracaibo-Venezuela. 24

Se evaluaron las tecnologías de extracción de LGN existentes en el mercado y que han sido probadas en Venezuela. De las tecnologías se seleccionaron aquellas que resultaron aplicables a las condiciones operacionales y características del gas extraído del área de Lagomar, en el Lago de Maracaibo. De la selección se obtuvo que la refrigeración mecánica y la turboexpansión pueden ser aplicables, por lo que se realizó cálculo de proceso de estas dos opciones utilizando el simulador PRO II/PROVISION. De esta evaluación técnica se obtuvo que fijando el recobro de propano en un 85%, con la refrigeración mecánica se obtiene un recobro de líquidos ligeramente mayor aunque se requiere mayor potencia y suministro de energía externa que empleando un proceso de turboexpansión. Desde el punto de vista económico resultó tener un mayor costo inicial de inversión el proceso de turboexpansión y debido a mayores costos variables de mantenimiento los indicadores económicos de esta opción fueron más desfavorables. MENDOZA V. & ROMERO M. (2014). “Evaluación de la aplicación de dos procesos de extracción de líquidos de gas natural (LGN) comparándola con la existente en la planta Santa Bárbara en el estado Monagas”. Puerto la Cruz- Venezuela. En este trabajo se desarrolla una comparación conceptual entre la tecnología usada en la planta de extracción profunda de Santa Bárbara con una capacidad de 4,7 millones de toneladas anuales con otras dos tecnologías utilizadas para la extracción de líquidos. Además se describen los elementos claves y los aspectos principales del desempeño de estos procesos de licuefacción sobre una variable operacional, como lo es el recobro de líquidos. El consumo energético de cada uno de estos procesos es comparado y relacionado con el acercamiento de las curvas de enfriamiento y calentamiento; tipo de refrigerante, configuración del proceso, y número de etapas de compresión sobre la eficiencia del proceso.

25

QUEVEDO M. (2015). “Optimización de la unidad desmetanizadora de una planta de LGN a diferentes cargas de gas de alimentación”. MaracaiboVenezuela. Con la finalidad de optimizar la operación y control de la unidad se realizó un análisis a través de la evaluación de las variables de diseño y operación, se validó la simulación realizada en estado estacionario y dinámico a través de los datos de diseño, para evaluar el comportamiento a diferentes cargas de gas de alimentación y establecer el esquema de operación y control de esta unidad. Determinándose que la temperatura y flujo de las alimentaciones a la columna estabilizadora de líquidos y desmetanizadora, se encuentran por encima de las establecidas en el diseño, repercutiendo directamente en el perfil de temperatura y en el proceso de separación de los hidrocarburos.

26

2.1. Gas natural Composición del Gas Natural: Mokhatab S. (2006). “El gas natural es una mezcla compleja de compuestos de hidrocarburos y no hidrocarburos que coexisten a condiciones atmosféricas y se encuentra en cualquier yacimiento petrolífero (gas, condensado, crudo liviano o crudo pesado), ya sea como gas asociado o como gas libre” Pág. (8). Los compuestos de hidrocarburos que constituyen el gas natural son: Metano (C1), en mayor proporción, y Etano (C2), Propano (C3), Butanos y más pesados (C4+) en cantidades moderadas. Las proporciones de estos compuestos varían en función del tipo de condiciones del yacimiento de donde proceden y de las condiciones de separación en las estaciones de flujo. Pino F. (2002) “Otros constituyentes del gas natural son hidrocarburos parafínicos y pequeñas cantidades de oleofinas, hidrocarburos nafténicos y componentes no hidrocarburos tales como: Nitrógeno, H2S, He, CO2, COS y Mercaptanos. Adicionalmente un número de elementos contaminantes o impurezas pueden estar presentes en el gas natural, como son agua, azufre, mercurio, oxígeno” Pág. (8). Pino F. (2002). “A escala mundial se han establecido una serie de componentes que deben controlarse en cualquier gas, ya que de no ser así se puede presentar problemas en su uso” Pág. (9):  El agua: se debe remover del gas porque su presencia puede ocasionar problemas de corrosión, taponamiento de válvulas o tuberías por hidratos, reducción de capacidad de la tubería, etc.  El poder calorífico del gas: depende de su composición, se debe controlar para buscar una combustión eficiente y evitar la presencia de hidrocarburos intermedios (C3 - C4 especialmente) que son más valiosos si se comercializan aisladamente y su presencia en el gas pueden hacer que se tenga una combustión incompleta. 27

 El CO2: en presencia de agua líquida forma el ácido carbónico que puede inducir problemas de corrosión; además cuando el gasse somete a procesos criogénicos se solidifica.  El H2S: es altamente tóxico y en presencia de agua también origina problemas de corrosión y simultáneamente la fragilización del acero.  El control de la composición del gas, buscando que tenga un contenido mínimo de hidrocarburos intermedios, se hace a través de su poder calorífico, el índice de Wobe y el punto de rocío.  El punto de rocío: es un indicativo del contenido de hidrocarburos intermedios, mientras más bajo sea este a unas condiciones de presión dadas, menor será el contenido de este tipo de hidrocarburos.  La presión y la temperatura de entrega delgas en el campo son importantes para garantizar que el gas puede llegar sin problemas al punto de consumo; si la presión no es suficiente será necesario instalar sistemas de compresión, modificar el sistema de producción o reducir el volumen de entrega. La temperatura de entrega es importante para garantizar que no haya problemas de condensación o de formación de hidratos en la línea del gasoducto. 2.2. Contenido de Líquidos en el Gas Natural (GPM) Las plantas de extracción de líquidos están diseñadas para obtener la máxima cantidad de líquidos de gas natural que las alimenta (LGN); por tal motivo, debe ser rico en componentes pesados. Por esta razón, se realiza un análisis para determinar la riqueza del gas y así poder estimar la cantidad de LGN que se obtendrá del proceso. Kidnay A. (2006). “El contenido líquido de un gas también se conoce con el nombre de “riqueza de gas”. Se define como el número de galones de líquido que pueden obtenerse de 1.000 pies cúbicos estándar de gas natural”. Pág. (167). Se expresa generalmente con las letras GPM. Es un factor muy usado y conocido principalmente en problemas relacionados con las planta de extracción de líquidos 28

del gas natural, debido a que etano y los compuestos más pesados, pueden en la práctica recuperarse como líquidos, el metano y etano no se consideran al calcular el contenido de líquido, GPM, del gas natural.

(Ec. 1) Dónde: 𝑌𝑖: Fracción molar de cada uno de los componentes del gas. 𝜌𝑖: Densidad de cada uno de los componentes del gas natural. 𝐺𝑃𝑀: Contenido de líquido del gas natural. 2.3. Extracción de Líquidos del Gas Natural: Kidnay A. (2006). “A menos que el gas tratado contenga altas concentraciones de componentes inertes como nitrógeno y oxígeno, el poder calorífico del gas puede ser demasiado alto debido a la fracción de C2+ presente”. Pág. (168). Las diversas tecnologías de extracción de líquidos del gas natural buscan disminuir el

poder calorífico del gas, obteniendo

simultáneamente productos de hidrocarburo líquidos de alto valor comercial. La extracción del etano, propano, butanos y más pesados permite obtener componentes puros o combinados para ser vendidos como productos líquidos del gas natural. Según Kidnay A. (2006). “El término LGN (Líquidos del Gas Natural), es el término general que aplica a los líquidos recuperados del gas natural como tales, se refiere a etano y productos más pesados” Pág. (168). El término GLP (Gas Licuado del Petróleo), describe la mezcla de hidrocarburos en la cual los principales componentes son propano, iso y normal butano, propeno y butenos. Normalmente las oleofinasno están presentes en el GLP. Kidnay A. (2006). “La composición del gas tiene también un alto impacto sobre la factibilidad de recobro de LGN y la selección del proceso de extracción” 29

Pág. (168). En general, los gases con mayor cantidad de hidrocarburos licuables producen una mayor cantidad de productos y en consecuencia mayores ingresos. Un gas más rico también implica mayor trabajo de refrigeración, superficies más grandes de intercambio de calor y costos de inversión más altos para una determinada eficiencia de recobro. Los gases más pobres generalmente requieren condiciones de proceso más severas (temperaturas más bajas), para alcanzar eficiencias de recobro altas. Las razones adicionales para reducir la fracción de C2+ del gas natural son: Acondicionamiento de Gas Combustible: el gas crudo utilizado como gas combustible de compresores normalmente es demasiado rico y se emplean sistemas simples para disminuir su poder calorífico removiendo los hidrocarburos más pesados. Control del Punto de Rocío: el control del punto de rocío se requiere cuando en las tuberías de gas se restringe el contenido de líquidos debido a que el líquido reduce el rendimiento del gas, causa golpes en la línea e interfiere con la medición del gas. El control del punto de rocío es también necesario si se prevé una potencial condensación en un proceso debido a una caída de presión o de temperatura, lo cual ocurre cuando el gas se encuentra en la región de condensación retrograda. En algunos casos dentro de las plantas compresoras se instala un sistema para la obtención de condensado de la descarga de algunas de las etapas de compresión. Normalmente este condensado se obtiene mediante el proceso de absorción y enfriamiento a bajas temperaturas. El gas seco obtenido es incorporado nuevamente al proceso de compresión al cabezal de gas combustible. 2.3.1 Extracción de Líquidos del Gas Natural en Venezuela: Según PDVSA. (2006). “La infraestructura actual para los procesos de extracción de líquidos del gas natural en el país se dividen en dos áreas de operación: Oriente y Occidente” Pág. (37). Las plantas de extracción 30

encontradasen Occidente son: Lamaproceso, Lamarlíquido, Tía Juana II y III, Planta Tablazo I y II (LGN I y II) y la Planta Purificadora de Etano (PPE). Las plantas de extracción encontradas en el Oriente son: Santa Bárbara, Accro III– SB, Jusepín, San Joaquín y Accro IV – SJ. Las tecnologías utilizadas en Occidente para los procesos de extracción son combinaciones

de

refrigeración

por

Turboexpansor,

Válvulas

Joule

Thompson, Refrigeración Mecánica y Absorción con gasolina pobre, a diferencia de Oriente que utilizan las mismas tecnologías, menos la Absorción por gasolina pobre. La selección de cada una de estas tecnologías se realizó basándose en las necesidades de porcentaje de recuperación para cada planta, el año en que se construyó cada una y los clientes o disposición de los productos finales. (PDVSA. 2006) 2.4 Procesos de Extracción de Líquidos del Gas Natural: Según Saavedra G. (2014). “Los líquidos de gas natural son los hidrocarburos ligeros que se disuelven en gas natural ya sea asociado o no asociado en un yacimiento” Pág. (25). Compuestos por etano, propano, butano e isobuteno, pentano (C5+) y condensado de gas, es decir, aquellas moléculas con 2 a 8 átomos de carbono (C2H6-C8H18). Normalmente estos líquidos (condensados) del gas natural se extraen de un gas rico es decir un gas con una mayor cantidad de hidrocarburos licuables porque produce una mayor cantidad de productos, pero, a su vez también implica mayores servicios de refrigeración, superficies de intercambio térmico mayores y un mayor costo de capital para una eficiencia de recuperación dada. (GPSA. 2004) Para la recuperación del LGN se requieren generar cambios en las condiciones del gas y por consiguiente en el equilibrio de los componentes del mismo, para así lograr que unos se vaporicen y otros se condensen a medida que intentan obtener una nueva condición de equilibrio. La presión y la temperatura son las variables termodinámicas más importantes en el proceso. 31

2.4.1 Producción y tratamiento. Luego de haber realizado los procesos necesarios anteriormente nombrados para tratar el gas natural, es decir cuando el gas ya se encuentra debidamente deshidratado y con cantidades insignificantes de compuestos ácidos que puedan formar hidratos o corrosión, se realizara una operación que consiste en disminuir el valor del punto de rocío (dew point) para retirar los componentes pesados del gas natural que son los mismos LGN. Según GUEVARA L. (2015). “Es necesario que el gas se encuentre deshidratado pues este es sometido a temperaturas bajas donde al formar hidratos se obstruyen las tuberías y los equipos de proceso, además también debe estar endulzado para evitar la corrosión principalmente en las unidades de intercambio de calor” Pág. (27). GUEVARA L. (2015) afirma que “Las opciones más importantes disponibles para la extracción de LGN son la refrigeración del gas de alimentación, absorción de hidrocarburos en un solvente y la adsorción de hidrocarburos pesados con un desecante sólido” Pág. (27). Estas tecnologías pueden además combinarse para mejorar el recobro de hidrocarburos. Las tecnologías de extracción de LGN a ser desarrolladas en este punto se categorizan de la siguiente forma: - Procesos basados en refrigeración: 

Refrigeración mecánica.



Autorefrigeración.



Turboexpasión.

2.4.2 Procesos basados en refrigeración: Arias M. (2006). “Los procesos de refrigeración son usados a muy diferentes niveles de temperatura para condensar o enfriar gases, vapor o líquidos”. ´Pág. (98). Al analizar el comportamiento de fase del gas natural como función de la presión y la temperatura. Algunas plantas operan a presiones de

32

entrada por encima del punto crítico y revaporizan LGN cuando la temperatura cae debajo de la temperatura retrógrada. A.- Refrigeración Mecánica: El proceso más simple y más directo para recobro de LGN es la refrigeración mecánica o refrigeración externa. PDVSA. (2006). “Es un proceso de naturaleza cíclica donde el fluido refrigerante recoge calor del sistema que se desea enfriar para disiparlo en el medio ambiente o en otro sistema que actúa como sumidero de calor”. Pág. (40). Una vez disipado el calor recogido por el fluido refrigerante, este retorna al sistema para reiniciar el ciclo. Como se muestra en la figura 1 el intercambiador de calor gas-gas recobra refrigeración adicional al pasar el gas que sale del separador frío, en contracorriente a la entrada de gas caliente. La temperatura de la corriente de gas frío que sale de este intercambiador se aproxima a la temperatura de la corriente de alimentación. Económicamente esta aproximación puede ser de hasta 5°F. Mokhatab S. (2006). “El chiller es típicamente una unidad de tubo carcaza tipo kettle, donde el gas de proceso fluye dentro de los tubos y cede su energía al líquido refrigerante que rodea los tubos”. Pág. (33). El refrigerante se evapora y sale del espacio de vapor del chiller como vapor saturado.

33

Figura 2. Diagrama de Flujo de un Proceso de Refrigeración Mecánica. Fuente: Mokhatab (2006). B.- Expansión Joule Thomson o autorefrigeración: El concepto general del uso del efecto Joule Thomson (J-T) para recuperar líquidos consiste en enfriar el gas por expansión a través de una válvula J-T, en la que se pueden alcanzar temperaturas criogénicas que permitan obtener altas eficiencias en la extracción, cuando se tiene un apropiado intercambio de calor y una gran presión diferencial a través de la válvula. GPSA. (2004) “En el proceso Joule Thomson el gas debe estar a una alta presión de entrada (con un rango de presión entre 900 y 1200 psia son típicas en este proceso)”. Pág. (70). El gas primero debe ser secado, para garantizar que no entre agua a la parte fría del proceso. Generalmente de usa un tamiz molecular o alúmina para el secado (a). Después del secado el gas es enfriado por intercambio de calor con los intercambiadores del demetanizador y en algunos casos con el líquido producido del separador frío (b).Después del enfriamiento, el gas es expandido a través de la válvula J-T y enviado al separador frío (c). El líquido de este separador es la alimentación a la demetanizadora (d). La clave en este proceso es la fuerza para manejar la presión en la válvula J-T y la cantidad de superficie de intercambio de calor incluida en los intercambiadores de calor de la planta. El proceso puede operar en un amplio 34

rango de condiciones del gas de alimentación y es muy simple por lo que a menudo se manejan como plantas desatendidas o parcialmente atendidas. Mokhatab S. (2006).”La expansión J-T es un buen proceso si el objetivo es recuperar etano o más propano que el que se obtiene por refrigeración mecánica”. Pág. (35). Este proceso es particularmente aplicable para volúmenes de gas pequeños desde 5 a 10MMPCED y es también atractivo si la presión delgas de entrada es muy alta.

Figura 3. Proceso de Expansión J-T. Fuente: GPSA (2004). C.- Refrigeración por Expansión o Turboexpasión: El proceso de enfriamiento de gas por expansión consiste en reducir la presión de la corriente de gas haciendo que este fluya a través de un turboexpansor, con lo que además de reducir la temperatura de la corriente de gas, se obtiene un trabajo, el cual queda disponible en el eje de salida del expansor. Este trabajo puede ser utilizado para accionar una bomba, un generador o un compresor. PDVSA. (2006). “Este tipo de expansión recibe el nombre de isentrópica debido a que el fluido conserva el valor de su entropía unitaria durante la reducción de presión”. Pág. (40). 35

El gas de entrada se enfría primero en un intercambiador gas/gas de alta temperatura y luego en un enfriador con propano (chiller) (a). La alimentación de gas parcialmente condensado se envía a un separador (b). El gas se enfría aún más en el intercambiador gas/gas de baja temperatura y alimenta a un segundo separador frío (c). El gas del separador frío se expande a travésde la turbina hasta la presión de la demetanizadora, que generalmente varía entre 100 y 400 psia (d). El turboexpansor produce simultáneamente enfriamiento, condensación del gas, y trabajo útil que puede utilizarse para recomprimir el gas de salida. Generalmente entre el 10 y el 15% del gas alimentado se condensa en el separador frío, a temperaturas entre -15y 0 ºC. La turbina disminuye la presión del gas de entrada (generalmente 600 a 900 psia) hasta la presión de la demetanizadora. La temperatura típica del gas que ingresa a la demetanizadora es-55 a -65 ºC, lo suficientemente baja como para que una parte importante del etano se encuentre licuado. Debido a que la salida del turboexpansor es un flujo bifásico, el líquido producido en este sirve como reflujo en la columna demetanizadora. El producto de fondo puede ser fraccionado luego para producir corrientes de etano, propano, butanos, y gasolina natural. La temperatura de fondo del producto se encuentra frecuentemente por debajo de la temperatura ambiente, entonces el gas de alimentación puede utilizarse como medio de transferencia de calor en el rehervidor. Esto representa mayor refrigeración de la alimentación y origina rendimientos más altos de recuperación de etano, generalmente 80%. El producto de cabeza de la demetanizadora, luego de intercambiar calor con el gas de entrada, serecomprime a la presión de gasoducto y se vende como gas residual. Mokhatab S. (2006). “Este proceso puede ser aplicado sólo si la presión del gas después de la expansión es suficientemente alta para condensar los componentes más pesados” .Pág. (40). Adicionalmente, si el contenido de LGN en el gas es relativamente bajo (menos de 2.5 a 3 GPM) la auto-refrigeración normalmente satisface. Sin embargo, para alimentaciones moderadamente ricas

36

(> 3 GPM), la refrigeración mecánica debe ser considerada para obtener alto recobro de etano más económicamente.

Figura 4. Proceso de Turboexpansión Convencional. Fuente: GPSA (2004). 2.5. PROCESO DE ENFRIAMIENTO Para convertir el gas natural en líquido, se enfría el gas tratado hasta aproximadamente -161 °C, que es la temperatura a la cual el metano su componente principal se convierte a forma líquida. Rivera V. (2008). “El proceso de licuefacción es similar al de refrigeración común: se reduce la presión de los gases refrigerantes produciendo líquidos fríos, tales como propano, etano / etileno, metano, nitrógeno o mezclas de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de gas natural”. Pág. (50). De este modo, el gas natural se enfría hasta el punto en que se convierte en líquido. Una vez que el gas ha sido licuado se somete a un proceso de Joule Thomson o expansión con extracción de trabajo para poderlo almacenar a presión atmosférica. El LGN producido se almacena en tanques especiales para ser luego transferido a buques tanques especiales de transporte. El diseño de estas plantas está gobernado por normas estrictas, en la industria de LGN hay cuatro diseñadores de plantas que se usan industrialmente: proceso con intercambiados de tubos en espiral de Air Products (APCI y APX), la

37

cascada optimizada de Phillips, el triple ciclo refrigerante de Linde y el proceso de caja fría con mezcla refrigerante de Black and Veatch (PRICO). Rivera V. (2008) “Todos estos procesos son usados en la industria y competencias de diseño son realizadas para seleccionar el proceso que va a generar el proyecto más rentable a lo largo de toda su vida útil”. Pág. (14). 2.6. ALMACENAMIENTO DEL LGN González P. (1991). “El Líquido de Gas Natural (LGN) se almacena a 161 °C y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja temperatura”. Pág. (10). El típico tanque de Líquido de gas natural (LGN) tiene doble pared: una pared externa de hormigón armado, recubierto con acero al carbono, y una pared interna de acero niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia son las consideraciones de diseño primarias al construir estos tanques, los cuales se diseñan para soportar terremotos y fuertes vientos. 2.7. TRANSPORTE DEL LGN El LGN se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos con casco doble. Cedeño M. (2005). “El sistema de contención de carga se diseña y construye utilizando materiales especiales para el aislamiento y tanque, para asegurar el transporte seguro de esta carga criogénica”. Pág. (44). El LGN en los tanques de carga del buque se mantiene a su temperatura de saturación (-161 °C) a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina "autorrefrigeración". El gas evaporado se utiliza para impulsar los motores del buque. Osorio J. (2008). “Aproximadamente 40% de los buques de LGN actualmente en servicio cuentan con sistemas de contención de carga del tipo de membrana, de modo que tienen un aspecto muy similar al de otros cargueros”. Pág. (30). El resto de los buques tienen un sistema de contención de carga más particular, que incluye cuatro o más tanques esféricos grandes. Ambos tipos de 38

sistema de contención poseen antecedentes de operación extremadamente seguros y confiables.

Figura N° 5. Sistema de disposición de líquidos de las plantas de extracción Lamarlíquido y Lamaproceso hacia la Planta de Fraccionamiento Bajo Grande. Fuente: Osorio J. (2018) 2.8. Inhibición de hidratos con glicoles La formación de hidratos es uno de los problemas operacionales más comunes encontrados en el transporte del gas natural. GPSA. (2010). “Los hidratos del gas natural tienen una estructura cristalina similar en apariencia a los cristales del agua, pero pueden formarse a temperaturas superiores a la temperatura de congelación del agua 0 °C (32 °F)”. Pág. (24). GPSA. (2010). “Las condiciones ideales para formación de hidratos son: altas presiones, presencia de agua libre y bajas temperaturas” .Pág. (25). Una manera de evitar la formación de hidratos es calentar el gas, pero esto resulta poco práctico y antieconómico debido a los grandes volúmenes manejados y a las condiciones requeridas en los procesos. Una manera sencilla de prevenir la

39

formación de hidratos en un sistema estático es la remoción del agua libre, o la inyección de un inhibidor selectivo que disuelva la fase acuosa para alterar el tamaño de los cristales de agua. 2.9. Selección del inhibidor La inhibición de hidratos no es nueva; Hammerschmidt en 1934 reportó que el efecto de los alcoholes y el amoníaco sobre el punto de formación de hidratos del gas natural. Aunque el alcohol y el amoníaco se han usado extensamente en la inhibición de hidratos, tienen serias desventajas. El uso de alcoholes tales como el metanol resulta costoso debido a que no pueden recuperarse; en el caso del amoníaco se puede formar carbonato de amonio sólido al reaccionar con el dióxido de carbono presente en el gas natural. (Camus H. 2009) De lo anterior se desprende la conveniencia del uso de glicoles para la inhibición en la formación de hidratos. Camus H. (2009). “La selección del tipo de glicol depende en gran medida de la composición de la corriente de hidrocarburos”. Pág. (30). Si el glicol se va a inyectar dentro de una línea de transmisión donde solamente se transporta gas natural, el etilenglicol es la mejor selección, ya que produce la mayor disminución del punto de la formación de hidratos. Si el glicol se va a inyectar en el cabezal de un intercambiador de calor de baja temperatura (unidad LTX) donde la solución glicol-agua resultante estará asociada con el hidrocarburo líquido en el separador, el etilenglicol una vez más es la mejor elección ya que presenta baja solubilidad en hidrocarburos de alto peso molecular. Por otra parte, Camus H. (2009). “Si las pérdidas por evaporación son elevadas, el dietileno trietilenglicol tiene la menor presión de vapor y por ende presentará las menores pérdidas por vaporización, sin embargo, tiene un alto peso molecular por lo que es más ineficiente que el etilenglicol o dietilenglicol en su capacidad para prevenir la formación de hidratos”. Pág. (32).

40

Aunque el etilenglicol es generalmente la mejor elección para la inhibición de hidratos; no es conveniente usarlo en equipos de deshidratación por su elevada presión de vapor; en estos casos se prefieren el dietilenglicol o trietilenglicol. Por lo tanto cuando se usa la deshidratación con glicol en conjunto con la inyección de glicol para la inhibición de hidratos, tal como se requiere en el caso en estudio, es generalmente ventajoso usar un único glicol peso molecular para ambas operaciones, que traerá como ventaja el uso de un solo proceso de regeneración de glicol, menos problemas operacionales y se necesitará un solo tanque de almacenamiento de glicol. 2.10. Diagrama de flujo de proceso. El Diagrama de Flujo de Proceso es una representación esquemática del proceso, sus condiciones de operación normal y su control básico. Este también indica los efluentes (líquidos, gases o sólidos) emanados del proceso y su disposición. El diagrama incluye el balance de masa e información para el diseño y especificación de equipos, además sirve de guía para desarrollar el Diagrama de Tubería e Instrumentación. (Manual de ingeniería de diseño, PDVSA 1994). 2.11. Diagrama de tubería e instrumentación El Diagrama de Tubería e Instrumentación muestra el proceso principal con los detalles mecánicos de equipos, tuberías y válvulas, así como también los lazos de control para garantizar una operación segura en la planta. Esta información sirve de guía para llevar a cabo las actividades de Ingeniería y construcción de la planta, por lo cual su preparación requiere de un alto grado de precisión y una completa información. (Manual de ingeniería de diseño, PDVSA 1994). 2.12. Plano de simbología Es un documento auxiliar que ayuda a entender el diagrama de flujo de proceso (DFP), y el diagrama de tuberías industriales (DTI), (PDVSA, 2005). 2.13. Plot Plant 41

Un plan de trazado es un diagrama de dibujo del plan de arquitectura, ingeniería que muestra los edificios, las corridas de servicios públicos y el diseño del equipo, la posición de las carreteras y otras construcciones de un sitio de proyecto existente o propuesto a una escala definida. Los planes de trama también se conocen más comúnmente como planes de sitio. (Lockhart, 2013). 2.14. Programa visio Es una aplicación de dibujos y diagramas que ayuda a facilitar a los profesionales IT y empresariales para visualizar, explorar y comunicar información compleja de un vistazo. En lugar de imágenes estáticas, cree diagramas conectados a datos de Visio. Use la amplia variedad de diagramas de Office Visio para comprender, actuar, y compartir información sobre los sistemas de organización, recursos y procesos en toda la empresa. Las herramientas que lo componen permiten realizar diagramas de oficinas, diagramas de bases de datos, diagramas de flujo de programas, UML, y más, que permiten iniciar al usuario en los lenguajes de programación (Sánchez, L. 2013) 2.15. Estimación de costos Es el proceso que consiste en desarrollar una aproximación de los recursos monetarios necesarios para completar las actividades del proyecto. La estimación de costos es una predicción basada en la información disponible en un momento dado. Incluye la identificación y consideración de diversas alternativas de cómputo de costos para iniciar y completar el proyecto. Para lograr un costo óptimo, deben tomarse en cuenta las concesiones entre costos y riesgos, tales como fabricar en lugar de comprar, comprar en lugar de alquilar y el intercambio de recursos. Por lo general, la estimación de costos se expresa en unidades monetarias (bolívar dólar, euro, y en, entre otros). (Sánchez, L. 2013). 2.15.1. Estimación de costos clase V

42

Es un estimado con una precisión del tipo orden de magnitud, el cual se utiliza en la planificación a mediano plazo para establecer si los proyectos reúnen los méritos suficientes para proseguir su desarrollo. El mismo deberá incluir un estimado de costos de mayor precisión (Clase II) de los fondos requeridos para el desarrollo de la fase Conceptualizar y de los trabajos de laboratorio necesarios para mejorar la definición del proyecto. Estos fondos deberán ser solicitados y aprobados antes de proseguir con dicha fase. 2.16. Sistema De Variables Según Arias (2010), el sistema de variables “Es una serie de características definidas de manera operacional, es decir, en función de sus indicadores o unidades de medida” (p.45). Por lo cual, el sistema de variable permite desarrollar, manipular y controlar las variables de la investigación.

43

44

OBJETIVO GENERAL: DISEÑO DE UNA UNIDAD DE PROCESO DE RECUPERACIÓN DE LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN) A PARTIR DE UNA CORRIENTE DE GAS SECO. Tabla Nº 4. Operacionalización de variables. Variable

Definición Conceptual Son

Definición Operacional

aquellas

Dimensiones

Es la estructura que

características regulares que

se

crea

bajo

el

rodean al caso concreto que

ordenamiento de todos los

se esté abordando y que

equipos,

delimitan

el

campo

de

reactivos involucrados, con

actuación

del

núcleo

de

la finalidad de arrojar los

diseño. Ingeniería de diseño.

mejores resultados posibles.

Diseño:





    

óptimo

materiales

y

Indicadores

Equipos

Torre Desmetanizadora tipo-platos. Separador flash. Compresor. Expansor. Intercambiadores de calor. Válvula J-T.

(Pág. 23) Especificaciones de diseño

Gerencial: 

Estimación de costo.



Costos directos sin la instalación. ✓Costos directos adicionando la estimación. ✓ Costos directos. ✓ Inversión inicial. ✓ Capital de trabajo. ✓ TIR. ✓ VPN. ✓Relación costo beneficio. ✓ Rentabilidad.

45

 Factores subjetivos. 

Ubicación

 Factores objetivo.  Localización geográfica.

Se extracción

Métodos de Obtención de LGN.

refiere

a

del

la

etano,

propano,

butanos

pesados

que

y

más

Para la recuperación del

LGN

generar

se

cambios

requieren en

las

-

Tipos de métodos.



Refrigeración.



Expansión del líquido.



Condensación de LGN.

permite

condiciones del gas y por



Eliminación de C1.

obtener componentes puros

consiguiente en el equilibrio



Obtención de LGN.

o

de los

mismo, para así lograr que



Nivel de costo.

unos se vaporicen y otros se



Nivel de inversión.



Eliminación de

combinados

vendidos

como

para

ser

productos

líquidos del gas natural.

componentes del

condensen a medida que intentan obtener una nueva condición de equilibrio. La presión y la temperatura son las variables termodinámicas más

importantes

en

-

Factibilidad a nivel

contaminantes de la

económico y

corriente de gas.

productivo respecto al tipo de Tecnología.



Calidad del LGN.

el

proceso.

46

47

CAPÍTULO III MARCO METODÓLÓGICO Según Balestrini (2007), “el fin esencial del Marco Metodológico, es el de situar en el lenguaje de investigación, los métodos e instrumentos que se emplearon en la investigación planteada”. Pág. (10). De esta manera se proporcionará al lector una información detallada acerca de cómo se realizó la investigación. En función de los objetivos específicos planteados al inicio de la investigación, en éste capítulo se presenta el tipo de investigación, las técnicas de recolección de la información, la población y muestra en estudio y la descripción del procedimiento requerido para la elaboración y desarrollo de los objetivos planteados. 3.1 Diseño de Investigación Según Fidias. A, (2012). “el diseño de investigación es la estrategia general que adopta el investigador para responder al problema planteado. En atención al diseño, la investigación se clasifica en: documental, de campo y experimental”. Pág. (28). Es por ello, que el presente proyecto se lleva a cabo mediante el diseño de investigación documental, el cual se refiere a la consulta de documentos, a saber: libros, revistas, folletos, periódicos, registros, etc. En este caso se utilizaron como guía de referencia tesis de grado por vía digital. Este tipo de investigación abarca el estudio del problema con el propósito de ampliar y profundizar el conocimiento de su naturaleza, con apoyo, principalmente en fuentes bibliográficas y documentales. 3.2. Tipo de Investigación Según Fidias. A, (2012). El nivel o tipo de investigación no es más que el “grado de profundidad con que se aborda un fenómeno u objeto de estudio.” Pág. (24). Por lo cual el tipo de investigación de este proyecto es el descriptivo, el cual es el que se utiliza para describir la realidad de situaciones, eventos, personas, 48

grupos o comunidades que se estén abordando y que se pretende analizar. Es por ello, que por medio de este tipo de investigación se llevaron a cabo una serie de etapas, tales como: examinar las características del tema a investigar, definirlo y formular hipótesis, seleccionar la técnica para la recolección de datos y las fuentes a consultar. De igual manera se considera que el problema en estudio se desarrolló utilizando el tipo de investigación proyectiva. Según Hurtado J. (2000). “Es proyectiva porque consiste en la elaboración de una propuesta como solución a un problema o necesidad de tipo práctico a partir de un diagnóstico preciso de las necesidades del momento y las tendencias futuras” Pág. (64). Una investigación de tipo proyectiva conduce a inventos, programas, diseños o creaciones dirigidas a cubrir una determinada necesidad y basadas en conocimientos anteriores. 3.3 Población y muestra Población Se entiende por población el "conjunto finito o infinito de elementos con características comunes, para los cuales serán extensivas las conclusiones de la investigación. Esta queda limitada por el problema y por los objetivos del estudio". (Arias, 2006. p. 81). Por lo tanto se considera en el presente proyecto investigativo como población a los hidrocarburos, ya que la corriente principal del proceso es gas natural compuesta por hidrocarburos que van desde el C1 hasta el C6. Muestra Se entiende por muestra al "subconjunto representativo y finito que se extrae de la población accesible" (Ob. cit. p. 83). Es decir, representa una parte de la población objeto de estudio. De allí es importante asegurarse que los elementos de la muestra sean lo suficientemente representativos de la población que permita hacer generalizaciones. Es por ello que se considera como muestra los líquidos del gas natural (LGN) ya que es el elemento representativo de los hidrocarburos en la investigación. 49

3.4 Técnicas e instrumentos para la recolección de datos Para poder partir un proyecto sumamente importante como el diseño de unidad de proceso de recuperación de líquidos del gas natural (LGN), es necesario regirse por diversas técnicas que influyan en la obtención de información del proyecto de manera general. A este respecto Áreas. F (2012), expone “Se entenderá como el procedimiento o forma particular de obtener datos o información” (pág. 68). En cuanto a los instrumentos de recolección de datos, de la misma manera áreas. Áreas. F (2012) indica: “Un instrumento de recolección de datos es cualquier recurso, dispositivo o formato (en papel o digital), que se utiliza para obtener, registrar o almacenar información” (pág.69). En este caso las técnicas de recolección de datos son tipo documental, investigativo, ya que toda la información extraída para la elaboración del mismo partió de la investigación de todos los equipos involucrados y el efecto de la criogenización en el gas para la recuperación por condensación de LGN, del mismo modo, el aporte documental por parte de tesis de grado por vía digital. En el caso de los instrumentos de recolección de datos, se tuvo el apoyo del programa Excel, medio facilitador de la mayoría de los cálculos a realizar, así como también el programa Visio, siendo este uno de los

instrumentos más

esenciales dentro del diseño y operatividad de la planta.

50

Bibliografía 1. Pino, F. Curso de gasotecnia. Universidad de Oriente. Venezuela. p. 8-9. Disponible

en:

https://es.scribd.com/document/122731696/Pino-f-Curso-de-

Gasotecnia 2. Kidnay, A & PARRISH, W. Hidrocarbon Recovery Chapter 7. En: Fundamentals of natural gas processing. ed. CRC Press Taylor & Francis Group. Florida, Boca raton. 2006. Op. cit., p. 167. Disponible en: https://www.taylorfrancis.com/books/9780429135644 3. Balestrini, M. (2007) Como se Elabora el Proyecto de Investigación. 7ma Consultores

Asociados

OBL.

Caracas,

Venezuela.

Disponible

en:

https://www.researchgate.net/.../301894369_EL_PROYECTO_DE_INVESTIGA CION_6a_EDICION 4. Mendoza, V & Romero M. (2014). Evaluación de la aplicación de dos procesos de extracción de líquidos de gas natural (LGN) comparándola con la existente en la planta santa bárbara en el estado Monagas. Puerto la Cruz Venezuela. Disponible en: ri2.bib.udo.edu.ve/bitstream/123456789/4518/2/012TESIS.IQ.pdf 5. Osorio, J & Gaffaro, Y. (2008). Estudio Técnico Económico para la Selección del Proceso de Extracción de Líquidos del Gas Natural en la Unidad de Explotación

Lagocinco”.

Maracaibo-Venezuela.

Disponible

en:

tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/81/TDE2014.../osorio_javier_y_gaffaro_yeli%20.p df 6. Arias, F. (2006). El proyecto de investigación: Introducción a la metodología científica (6ta edición). Editorial Episteme. Caracas, Venezuela. Disponible en: https://ebevidencia.com/.../EL-PROYECTO-DE-INVESTIGACIÓN-6ta-Ed.FIDIAS-G-ARIAS.pdf

51

7. PDVSA, 1989. Manual de ingeniería de diseño especificación de ingeniería. Disponible

en:

www.funvisis.gob.ve/old/archivos/pdf/normas/PDVSA_JA.../PDVSA_ja_221.pdf 8. Camus, H. (2013). Diseño alternativo de fraccionamiento para los líquidos del gas natural. Tesis para optar el título profesional de ingeniero petroquímico. Lima-Perú.

Disponible

en:

cybertesis.uni.edu.pe/bitstream/uni/1525/1/camus_ah.pdf 9. Alvarado, B. (2014). Factibilidad técnica - económica para la instalación de una planta de extracción de líquidos en el complejo de compresión lagogas norte.

Maracaibo-

Venezuela.

Disponible

en:

tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/81/.../alvarado_%20teran_%20betsy_%20josefina .pdf 10. Quevedo, M. (2015). Optimización de la unidad desmetanizadora de una planta de LGN a diferentes cargas de gas de alimentación. Trabajo de Grado optar al Grado Académico de magíster scientiarum en ingeniería química. Maracaibo- Venezuela. Disponible en: tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/144/TDE2014-06...21.../quevedo_pierre_mariel.pdf 11. Engineering Data Book. (1987) Gas Processors Suppliers Association, GPSA, Tenth

Edition.

Tulsa,

Oklahoma.

Disponible

en:

https://www.sciencedirect.com/.../engineering/engineering-data-book. 12. González P, Heberto / J. Rincón F, Víctor J. (1991) Análisis Experimental de caída de Presión para flujo Multifásico Horizontal y Vertical (Ascendente y Descendente). Trabajo de Grado. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia. Maracaibo,

Venezuela.

Disponible

en:

www.cpj.luz.edu.ve/images/stories/para.../listado_doc_adm_jubilados_2015.pdf 13. Rivera, V. / Aduku, A. & Harris O. “Evaluation of LNG Technologies”, paper, April,

2008.

Disponible

en:

https://www.ou.edu/class/che-design/a-

design/projects.../LNG.pdf 52

14. Cedeño,

M.

(2005).

“Evaluación

técnico-económica

de

una

nueva

infraestructura de extracción de líquidos en el complejo criogénico Santa Bárbara”, Tesis de Grado, Departamento de Ingeniería Química, UDO, Puerto la

Cruz.

Disponible

en:

https://www.academia.edu/22558036/Comparación_extracción_sb 15. Gas Processors Supliers Association. (2004). Engineering Data Book. 12va Edición

(Electrónico).

Oklahoma,

USA.

Disponible

en:

https://books.google.co.ve/books?id=faEVuQEACAAJ 16. Hernández, S. / Fernández, C & Baptista, P. (2006) Metodología de la Investigación. Cuarta edición Mac Graw Hill. Mexico D.F. Disponible en : https://books.google.co.ve/books?isbn=9588281113 17. Mokhatab, S. / Poe, W & Speight, J. (2006). Handbook of Natural Gas Transmission

and

Processing.

Oxford,

Reino

Unido.

Disponible

en:

https://www.academia.edu/.../HANDBOOK_OF_NATURAL_GAS_TRANSMISS ION_AND_PROCESSING. 18. PDVSA. (2006). Operaciones de Plantas de Extracción de Productos de Gas Natural. Manual del Curso Plantas de Gas Natural. Maracaibo, Venezuela. Disponible

en

:

www.pdvsa.com/images/.../Informe_del_comisario_Mercantil_de_PDVSA_ano_ 2015.p.d.fz 19. Saavedra, J. (2014). Evaluación de la implementación de una planta de tratamiento de gas con una capacidad de 1,5 MMSCFD en campo Las Maracas para Pacific Petroleum Energy, S.A. Trabajo de grado ingeniera química. Bogotá D.C. Fundación Universidad América. Facultad de ingeniería. p.25-51.

Disponible

en:

http://repository.uamerica.edu.co/bitstream/20.500.11839/6584/1/6112762-2017-2-IQ.pdf

53

20. GUEVARA, L. (2015). Diseño De Un Equipo De Recuperación De Líquidos De Gas

Natural

Empleando

CFD.

p.

27.

Disponible

en:

http://bdigital.unal.edu.co/48414/1/marcoandresguevaraluna.2015.pdf 21. Betancur, L. & Lancheros, A. (2017). “Evaluación de dos alternativas con recuperación de condensados en el tratamiento de gas natural con respecto al método

Joule

Thomson”.

Bogotá

D.C-

Colombia.

Disponible

en

:

https://docplayer.es/90047326-Evaluacion-de-dos-alternativas-conrecuperacion-de-condensados-en-el-tratamiento-de-gas-natural-con-respectoal-metodo-joule-thomson.html. 22. Líneas de Investigación de la UNEFA. (2014) Revisado: 10/04/2019. Disponible

en:

https://tiptiktak.com/republica-bolivariana-de-venezuela-

ministerio-del-poder-popular-para-la-defensa15052381ae5a3238ff79ed5d2838ea0d46006.html. 23. Ley del Plan de la Patria. (2013) "Segundo plan de desarrollo Económico y Social de la Nación 2013-2019". Caracas, Venezuela. Revisado: 09/04/2019. Disponible

en:

http://www.opsu.gob.ve/portal/vistas/descargas/banners/arc_Plan_de_la_Patria _Programa_de.pdf. 24. Hernández S. (2006). Metodología de la investigación, 5ta Edición. Disponible en: www.esup.edu.pe/.../Metodologia%20de%20la%20investigación%205ta%20Edi ción.pdf

54