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UDABOL UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA Acreditada como PLENA mediante R.M. 288/01

Proyecto de grado: Ingeniería conceptual para la implementación de una planta de recuperación de licuables en Rio Grande

Realizado por:

Dennis Ugarte Colque Enero-2012

Santa Cruz de la Sierra, Bolivia

Universidad de Aquino Bolivia Facultad de Ciencia y Tecnología Ingeniería en Gas y Petróleo

UDABOL UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA Acreditada como PLENA mediante R.M. 288/01

Proyecto de grado: Ingeniería conceptual para la implementación de una planta de recuperación de licuables en Rio Grande Realizado por:

Dennis Ugarte Colque Asesor:

Ing. Marco Antonio Parada T. (RNI: 5987)

Proyecto de Grado presentado ante la ilustre Universidad de Aquino Bolivia como Requisito Parcial para optar al Título de Licenciatura en:

Ingeniería en Gas y Petróleo

Dedicatoria Dedicado con amor y mucho agradecimiento a mis padres Mario e Hilda.

Agradecimientos En gratitud a nuestro Creador con cuya ayuda fue posible tener la posibilidad y los medios para

poder elaborar el presente proyecto de Grado. Agradecimientos a todos los maestros que tuve en la Universidad y en el Colegio a lo largo de mi preparación académica, quienes en su mayoría fueron amigos con quienes compartí muy buenos momentos. A Marco Antonio Parada, Reynaldo Ticona, Luis Carlos Sánchez, Carlos E. Sánchez, René Alarcón, Nelson Cabrera, Iván Rodríguez, Enrique J. Cuellar, Javier Valdivia, Mario Carazas+, Gerardo Corcos, Carlos A. Retamoso, Mario Ávalos, Amado Alcoba, Marcelo Michel, Rómulo Barba, Juan Carlos Severiche, Antonio Fernández, Huáscar Villegas, Carlos C. Rojas, Franco Sivila, Marco Zevallos, Iván Reynaga, Manuel Rodríguez, Erlan Alejo Lamas, Gualberto López Mendoza, Jorge Luis Pérez, Danitza Kuscevic, Andrea P. Guzmán, Raquel Herrera, por mencionar algunos de mis mentores a quienes agradezco mucho. A mis amados padres Mario e Hilda por toda la dedicación que me pusieron a lo largo de toda mi vida, sin cuya ayuda me hubiera sido muy difícil llegar a este punto. Gracias por todo el esfuerzo que hicieron por mí, por haber dejado muchas cosas para sí mismos por dárselo a mí y a mis hermanos. Mucho agradecimiento para uds. y deseos de mucha bendición. A mis amigos a quienes agradezco por la comprensión, los consejos, la compañía, el aliento, por los buenos y los malos momentos que pasamos juntos. A Tatiana Rodríguez, Ron Burgin, Jeanie Burgin, Darling Justiniano, Juan Daniel Salazar, Hernán Salazar, Susana Figueroa, María del Carmen Mayán, Oscar Inclan, John Ripat, Lizeth Pilco y todos los amigos que me apoyaron en diferentes momentos. Con amor y gratitud… Dennis

Ugarte

“INGENIERÍA CONCEPTUAL PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA PLANTA DE RECUPERACIÓN DE LICUABLES EN RIO GRANDE” UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCA Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

Proyecto de grado: Ingeniería conceptual para la implementación de una planta de recuperación de licuables en Rio Grande

Autor: Dennis Ugarte

Santa Cruz de la Sierra-Bolivia

Enero-2011

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“INGENIERÍA CONCEPTUAL PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA PLANTA DE RECUPERACIÓN DE LICUABLES EN RIO GRANDE” UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCA Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

Resumen ejecutivo La situación actual del abastecimiento de GLP en Bolivia ha merecido el análisis de soluciones inmediatas con el fin de atender la creciente demanda insatisfecha que proyecta una importación de dicho combustible de hasta 108 TMD para el año 2012 y 487 TMD para el año 2020. El presente proyecto realiza un estudio preliminar de factibilidad de la implementación de una planta de extracción de licuables en la localidad de Rio Grande, que mediante la tecnología criogénica CRYOMAX DCP, permite la recuperación de 362 TMD de GLP y 349 bpd de Gasolina Natural. De estos productos, el GLP sería destinado a satisfacer la creciente demanda de este carburante, destinando el excedente al mercado externo. La Gasolina Natural sería enviada a la refinería Guillermo Elder Bell para incrementar la producción de gasolinas automotrices. Un análisis de alternativas de procesos basado en los aspectos económico, flexibilidad, controlabilidad, confiabilidad e impacto ambiental han permitido demostrar que la tecnología CRYOMAX DCP resulta como la mejor alternativa en virtud de su alta recuperación de propano+ (99%+) con un bajo requerimiento de potencia de recompresión (7100 hp), además de ser una tecnología de licencia abierta. La capacidad de la planta está en función de la disponibilidad de gas natural y del poder calorífico mínimo especificado en el contrato GSA para el gas de exportación a Brasil. Un balance de materia efectuado alrededor de la unidad criogénica con una capacidad nominal de 200 MMSCFD, demuestra que se recuperan 190.63 MMSCFD de gas residual con un poder calorífico de 1020 Btu/pc que mezclado con 55 MMSCFD de un gas no procesado de 1079 Btu/pc, resulta en un gas de exportación de 1034 Btu/pc. Sin embargo, este proyecto demuestra que bajo otros dos escenarios, la capacidad nominal de la planta puede alcanzar 461 MMSCFD cuando se envíe la cantidad mínima especificada por el contrato de 565 MMSCFD (16 MMSCMD) y 1,290 MMSCFD cuando se envíe el pico máximo de 1,062 MMSCFD (30.08 MMSCMD) incluyendo el consumo de gas natural proyectado para el mercado interno y del proyecto siderúrgico del Mutún, respectivamente. El análisis económico del proceso diseñado aproxima una inversión total de 166 MM$us, monto que sería recuperado en tres años a partir del primer año de operación de la planta con un VAN de 429 MM$US y un TIR de 117% bajo las condiciones de mercado vigentes en el país. Más allá del atractivo económico del proyecto, se destaca el beneficio social que trae su implementación para el estado boliviano, debido a que evitará que se gaste cuantiosas cantidades de dinero en la importación de GLP que cada año tiene una mayor demanda y que genera malestar en la población debido a la escasez de este producto básico.

Autor: Dennis Ugarte

Santa Cruz de la Sierra-Bolivia

Enero-2012

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“INGENIERÍA CONCEPTUAL PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA PLANTA DE RECUPERACIÓN DE LICUABLES EN RIO GRANDE” UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCA Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

Abstract The current situation of supplying LPG in Bolivia has merit the analysis of immediate solutions to meet the growing unmet demand that projects an import of up to 108 tons per day for 2012 and 487 tons per day for 2020. This project carries out a preliminary feasibility study of implementing an NGL recovery plant located in Rio Grande, which using the CRYOMAX DCP cryogenic technology, allows to recover 362 tons per day of LPG and 349 bpd of Natural Gasoline. Of these products, LPG would be assigned to meet the growing local demand for this fuel, allocating the surplus to foreign markets. The Natural Gasoline would be sent to Guillermo Elder Bell refinery for increasing the production of automobile gasolines. An analysis of process alternatives based on economic, flexibility, controllability, reliability and environmental impact have demonstrated that CRYOMAX DCP is a feasible alternative allowing a high C3+recovery (99%+) with a low recompression power (7100 hp), besides being an open license technology. The plant capacity is a function of the availability of natural gas and the minimum heat content value specified in the contract to export gas to Brazil. A material balance around the cryogenic unit with a nominal capacity of 200 MMSCFD, yields 190.63 MMSCFD of residue gas with a calorific value of 1020 Btu/cf, which mixed with 55 MMSCFD of unprocessed gas with 1079 Btu/cf results in an export gas of 1034 Btu/cf. However, this project shows that under two other scenarios, the nominal plant capacity can reach 461 MMSCFD when sending the minimum amount specified by the contract of 565 MMSCFD (16 MMSCMD) and 1.290 MMSCFD when sending the highest amount of 1.062 MMSCFD (30.08 MMSCMD) including the projected natural gas consumption for the national demand and the Mutún steel project. The economic analysis of the selected process approached a total investment of 166 MM$US, an amount that would be recovered within three years from the first year of operation of the plant with an NPV of 429 MM$US and an IRR of 117% under the current market conditions in the country. Beyond the economic attractiveness of the project, it stands out the social benefit that brings its implementation to the Bolivian state, because it will prevent large amounts of money to be spent importing LPG, for which the demand has increased each year generating discomfort in the population due to the scarcity of this commodity.

Autor: Dennis Ugarte

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Enero-2012

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“INGENIERÍA CONCEPTUAL PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA PLANTA DE RECUPERACIÓN DE LICUABLES EN RIO GRANDE” UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCA Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

Disclaimer Al ser el presente proyecto de grado un trabajo de investigación a nivel de pregrado, se han desarrollado los cálculos y estimaciones en base a la bibliografía mencionada en el presente documento y en situaciones donde no fue posible estimar exactamente algún parámetro, se recurrió a la experiencia de asesores en base a proyectos y plantas similares. El análisis comparativo de los diferentes métodos, patentes y tecnologías mencionadas en el presente documento, no tiene la intención de demostrar la ventaja de uno respecto a otro, sino que se consideraron las tecnologías y técnicas más adecuadas a la situación del proyecto. El sistema de unidades que se emplea en el presente documento es el sistema de unidades campo (sistema inglés) debido a la amplia documentación disponible en este sistema. Es decir, las unidades empleadas para los principales parámetros físicos y termodinámicos son los siguientes:                

Longitud o altura: ft (foot), pies Diámetro: in (inch), pulgadas Masa: Lb (pounds), libras Energía: Btu (British Termal Unit), unidades térmicas británicas Potencia: hp (horsepower), caballos de potencia Decimales: Se representarán los decimales con un ‘punto’ (Ej: 3.2801=Tres punto veintiocho) Millar: Se representará cada millar con una ‘coma’ o con un ‘espacio’ (Ej: 200,000,000 =Doscientos millones) ft: pies cf: pies cúbicos sf: pies cuadrados M: millar (Ej: 200 M=Doscientos mil) MM: millón (Ej: 200 MMSCFD=Doscientos millones de pies cúbicos por día) TCF´s: Trillion Cubic Feet (1x1012 pies cúbicos) Btu: British Termal Unit (0.25216 KCal) Tmd: toneladas métricas por día (usado generalmente para medir la producción de GLP) Bpd: barriles por día.

Además, debido a la amplia influencia del idioma inglés en la industria petrolera, se presentarán términos en inglés, tal como se encuentran en sus bibliografías originales y se harán traducciones cuando ello no dé lugar a ambigüedades.

Autor: Dennis Ugarte

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Índice de contenido DEDICATORIA ......................................................................................................................................................................3 AGRADECIMIENTOS ...........................................................................................................................................................4 RESUMEN EJECUTIVO .......................................................................................................................................................6 ABSTRACT ...........................................................................................................................................................................7 DISCLAIMER.........................................................................................................................................................................8 CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN AL PROYECTO ............................................................................................................14 1.1 Introducción ........................................................................................................................................................15 1.2 Antecedentes ......................................................................................................................................................15 1.3 Delimitación ........................................................................................................................................................15 1.3.1 Límite geográfico ....................................................................................................................................15 1.3.2 Límite temporal .......................................................................................................................................16 1.3.3 Límite sustantivo .....................................................................................................................................16 1.4 Planteamiento del problema ..............................................................................................................................16 1.5 Formulación del problema..................................................................................................................................16 1.6 Sistematización del problema y abordaje de la solución ..................................................................................17 1.6.1 Descripción causa-efecto y acción-fin ...................................................................................................17 1.6.2 Diagrama Causa-Efecto .........................................................................................................................18 1.7 Objetivos .............................................................................................................................................................19 1.7.1 Objetivo General .....................................................................................................................................19 1.7.2 Objetivos Específicos .............................................................................................................................19 1.8 Justificación ........................................................................................................................................................19 1.8.1 Justificación científica .............................................................................................................................19 1.8.2 Justificación económica .........................................................................................................................19 1.8.3 Justificación social ..................................................................................................................................19 1.8.4 Justificación personal .............................................................................................................................19 1.9 Metodología ........................................................................................................................................................20 1.9.1 Diseño de Investigación y tipo de estudio ............................................................................................20 1.9.2 Método de Investigación ........................................................................................................................20 1.9.3 Fuentes de Información..........................................................................................................................20 1.9.4 Estudio preliminar ...................................................................................................................................21 CAPÍTULO 2: MARCO TEÓRICO .....................................................................................................................................22 MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL ............................................................................................................................23 2.1 Introducción ........................................................................................................................................................23 2.2 Gas Natural.........................................................................................................................................................23 2.2.1 Principales usos del Gas Natural...........................................................................................................24 2.2.2 Tipos Gas Natural ...................................................................................................................................24 2.2.3 Clasificación de los yacimientos de Gas Natural ..................................................................................26 2.3 Procesos de recuperación de licuables .............................................................................................................30 2.3.1 Procesos de refrigeración ......................................................................................................................31 2.3.2 Absorción con aceite pobre....................................................................................................................36 2.3.3 Turboexpansión ......................................................................................................................................37 2.4 Deshidratación con tamices moleculares ..........................................................................................................41 Autor: Dennis Ugarte

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“INGENIERÍA CONCEPTUAL PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA PLANTA DE RECUPERACIÓN DE LICUABLES EN RIO GRANDE” UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCA Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

2.4.1 Diseño .....................................................................................................................................................42 2.5 Filtros Coalescedores.........................................................................................................................................47 2.6 Intercambiadores de calor..................................................................................................................................48 2.6.1 Intercambiadores de calor carcasa-tubo (Shell-tube Heat Exchangers) .............................................49 2.6.2 Intercambio de calor con comportamiento no lineal .............................................................................53 2.6.3 Intercambiadores de calor de placas (Plate-Fin Heat Exchangers).....................................................57 2.7 Equipos de separación .......................................................................................................................................65 2.8 Fraccionamiento .................................................................................................................................................67 2.8.1 Etapas de equilibrio ................................................................................................................................69 2.8.2 Balance de materia en la columna ........................................................................................................70 2.8.3 Parámetros importantes de separación.................................................................................................70 2.8.4 Consideraciones de diseño ....................................................................................................................71 2.8.5 Columnas de platos ................................................................................................................................75 2.8.6 Columnas con empaque ........................................................................................................................82 2.9 Compresión.........................................................................................................................................................85 2.10 Bombas ...............................................................................................................................................................87 2.11 Determinación de las propiedades físicas de corrientes multicomponentes...................................................92 2.11.1 Cálculo del poder calorífico superior según norma ASTM D-3588 ......................................................92 2.11.2 Riqueza del gas ......................................................................................................................................94 MARCO TEÓRICO REFERENCIAL ...........................................................................................................................95 MARCO TEÓRICO JURÍDICO ....................................................................................................................................96 MARCO TEÓRICO HISTÓRICO .................................................................................................................................97 CAPÍTULO 3: SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE TURBOEXPANSIÓN ...............................................................98 3.1 Introducción ........................................................................................................................................................99 3.2 Objetivos ...........................................................................................................................................................100 3.3 Información histórica ........................................................................................................................................100 3.4 Tecnologías de turboexpansión para la recuperación de propano ................................................................103 3.5 Análisis comparativo de las tecnologías de turboexpansión ..........................................................................112 3.5.1 Principales equipos requeridos ............................................................................................................112 3.5.2 Costo aproximado de los procesos bajo licencia ................................................................................112 3.5.3 Comparación técnica-económica ........................................................................................................113 3.5.4 Resultados del análisis comparativo ...................................................................................................116 3.5.5 Conclusiones del análisis comparativo................................................................................................117 CAPÍTULO 4: INGENIERÍA DEL PROYECTO ...............................................................................................................118 4.1 Introducción ......................................................................................................................................................119 4.2 Bases de diseño ...............................................................................................................................................119 4.2.1 Especificaciones para el gas de alimentación a la planta ..................................................................119 4.2.2 Especificaciones para los productos ...................................................................................................120 4.2.3 Características del sitio ........................................................................................................................121 4.2.4 Puntos de interconexión .......................................................................................................................122 4.2.5 Tiempo de vida útil ...............................................................................................................................123 4.2.6 Criterios de diseño................................................................................................................................123 4.3 Diagrama de bloques .......................................................................................................................................124 4.4 Consideraciones de diseño..............................................................................................................................126 4.5 Memoria descriptiva de los cálculos de ingeniería .........................................................................................126 Autor: Dennis Ugarte

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4.5.1 Cálculo del poder calorífico y riqueza del gas de alimentación .........................................................126 4.5.2 Balance global de materia....................................................................................................................127 4.5.3 Diseño preliminar de los principales equipos de la planta .................................................................128 4.6 Descripción del Proceso ..................................................................................................................................164 4.6.1 Entrada a la planta y unidad de deshidratación ..................................................................................164 4.6.2 Unidad criogénica .................................................................................................................................165 4.6.3 Unidad de Recompresión de Gas Residual ........................................................................................166 4.6.4 Unidad de Fraccionamiento .................................................................................................................166 4.6.5 Unidad de Almacenamiento de GLP, Gasolina Estabilizada e iso-pentanos ....................................166 4.7 Dimensiones y especificaciones técnicas de los principales equipos ...........................................................167 CAPÍTULO 5: EVALUACIÓN ECONÓMICA ..................................................................................................................172 5.1 Introducción ......................................................................................................................................................173 5.2 Estimación preliminar de costos de inversión de los principales equipos .....................................................173 5.3 Inversión total ...................................................................................................................................................182 5.4 Flujo de caja......................................................................................................................................................184 5.4.1 Ingresos ................................................................................................................................................184 5.4.2 Egresos .................................................................................................................................................187 5.5 Indicadores económicos del proyecto .............................................................................................................192 5.5.1 Valor Actual Neto ..................................................................................................................................192 5.5.2 Tasa Interna de Retorno ......................................................................................................................192 CAPÍTULO 6: RESULTADOS DE LA INGENIERÍA .......................................................................................................195 6.1 Exposición de resultados .................................................................................................................................196 6.1.1 Rendimiento de productos de la planta de extracción de licuables de Rio Grande ..........................196 6.1.2 Resultados del análisis económico......................................................................................................199 6.1.3 Análisis de resultados ..........................................................................................................................200 6.1.4 Cantidad de gas no procesado requerido para obtener una corriente recombinada (gas seco RGD + gas rico YABOG/GASYRG) que tenga un poder calorífico de 1034 Btu/pc ..............................................201 CAPÍTULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..........................................................................................205 7.1 Conclusiones ....................................................................................................................................................206 7.2 Recomendaciones ............................................................................................................................................207 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................................................208 ANEXOS ............................................................................................................................................................................210 ANEXO 1: GLOSARIO .....................................................................................................................................................211 ANEXO 2: CONTEXTO HIDROCARBURÍFERO NACIONAL .......................................................................................215 ANEXO 3: CONTRATO DE COMPRA-VENTA DE GAS NATURAL YPFB-PETROBRAS (GSA) .............................228 ANEXO 4: RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN ASPEN HYSYS 7.2 PARA EL PROCESO CRYOMAX DCP.233 ANEXO 5: ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE LA PLANTA ........................................................................................246

Autor: Dennis Ugarte

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Índice de figuras Fig. 1-1: Diagrama causa-efecto ...................................................................................................................................................... 18 Fig. 2-1: Principales usos del Gas Natural....................................................................................................................................... 24 Fig. 2-2: Diagrama de fases PVT para fluidos de yacimiento ........................................................................................................ 26 Fig. 2-3: Diagrama de fases PVT para un yacimiento de gas pobre ............................................................................................. 27 Fig. 2-4: Diagrama de fases PVT para un yacimiento de gas rico ................................................................................................. 28 Fig. 2-5: Diagrama de fases PVT para un yacimiento de gas condensado................................................................................... 29 Fig. 2-6: Proceso LTS (Low Temperature Separation) ................................................................................................................... 32 Fig. 2-7: Proceso LTS con inyección de glicol y estabilización de condensados.......................................................................... 33 Fig. 2-8: Proceso de refrigeración mecánica ................................................................................................................................... 33 Fig. 2-9: Ciclo de refrigeración mecánica y diagrama presión-entalpía ......................................................................................... 34 Fig. 2-10: Proceso de absorción refrigerada con aceite pobre....................................................................................................... 37 Fig. 2-11: Vista en corte de un turboexpansor................................................................................................................................. 38 Fig. 2-12: Vista de un turboexpansor instalado en una plata criogénica, este turboexpansor procesa 30500Lb/min de Gas Natural y recupera aproximadamente 12000 hp de potencia. ............................................................................ 39 Fig. 2-13: Condiciones de diseño de un turboexpansor ................................................................................................................. 40 Fig. 2-14: Esquema de una unidad de adsorción............................................................................................................................ 41 Fig. 2.15: Corte transversal de un filtro coalescedor vertical. ......................................................................................................... 47 Fig. 2-16: Flujo en contracorriente y concurrente............................................................................................................................ 50 Fig. 2-17: Gráfica rápida para determinar LMTD............................................................................................................................. 50 Fig. 2-18A: Factor de corrección de LMTD. .................................................................................................................................... 51 Fig. 2-18B: Factor de corrección de LMTD. .................................................................................................................................... 52 Fig. 2-18C: Factor de corrección de LMTD. .................................................................................................................................... 52 Fig. 2-18D: Factor de corrección de LMTD. .................................................................................................................................... 53 Fig. 2-19: Resistencias de metales comerciales. ............................................................................................................................ 54 Fig. 2-20: Típicos coeficientes de transferencia de calor y resistencias por suciedad. ................................................................ 55 Fig. 2-21A: Variables que influyen el rendimiento de intercambiadores........................................................................................ 56 Fig. 2-21B: Variables que influyen el rendimiento de intercambiadores, continuación. ............................................................... 57 Fig. 2-22: Esquema de un Intercambiador de placas multicorriente. ............................................................................................. 58 Fig. 2-23: Presiones y tamaños máximos aproximados para intercambiadores de placas. ......................................................... 61 Fig. 2-24: Tipos de canales de intercambiador de placas. ............................................................................................................. 62 Fig. 2-25: Arreglos típicos de intercambiadores de placas. ............................................................................................................ 62 Fig. 2-26: Curva de carga de calor para un intercambiador de tres corrientes. ............................................................................ 64 Fig. 2-27: Componentes típicos de un separador ........................................................................................................................... 66 Fig. 2-28: Valores de la constante K obtenidos del API 12J........................................................................................................... 66 Fig. 2-29: Vista de corte de una columna de destilación convencional ......................................................................................... 68 Fig. 2-30: Modelo básico de etapas de equilibrio ............................................................................................................................ 69 Fig. 2-31: Comportamiento relación de reflujo vs. número de etapas ........................................................................................... 72 Fig. 2-32: Correlación de Erbar-Maddox para determinar el número de etapas teóricas............................................................. 74 Fig. 2-33: Vista en corte del tope de una columna de platos de burbujeo..................................................................................... 75 Fig. 2-34: Flujo de vapor en las columnas de platos ....................................................................................................................... 76 Fig. 2-35: Límites de operación satisfactoria para columnas de platos ......................................................................................... 77 Fig. 2-36: Configuraciones de pases de platos ............................................................................................................................... 77 Fig. 2-37: Factores para sistemas de empaques ............................................................................................................................ 78 Autor: Dennis Ugarte

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Fig. 2-38: Velocidad de descenso. ................................................................................................................................................... 79 Fig. 2-39: Capacidad de inundación de platos ................................................................................................................................ 79 Fig. 2-40: Diámetro de platos de válvulas ........................................................................................................................................ 80 Fig. 2.41: Correlación de O’Conell para determinar la eficiencia global de platos ........................................................................ 82 Fig. 2-42: Empaques aleatorios de primera y segunda generación ............................................................................................... 83 Fig. 2-43: Empaques estructurados ................................................................................................................................................. 83 Fig. 2-44: Geometría de los canales de empaques estructurados................................................................................................. 84 Fig. 2-45: Vista de corte de una columna con empaque ................................................................................................................ 84 Fig. 2-46: Rangos de capacidades de diferentes tipos de bombas ............................................................................................... 88 Fig. 3-1: Proceso GSP (Gas Subcooled Process) ........................................................................................................................ 106 Fig. 3-2: Proceso OHR (OverHead Recycle Process) .................................................................................................................. 106 Fig. 3-3: Proceso SFR (Split-Flow Reflux Process) ...................................................................................................................... 107 Fig. 3-4: Proceso IOR (Improved Overhead Recycle Process) .................................................................................................... 108 Fig. 3-5: Proceso SCORE (Single Column Overhead REcycle Process) .................................................................................... 109 Fig. 3-6: Proceso VRAP (Vapor Reflux Absoption Process) ........................................................................................................ 109 Fig. 3-7: Proceso HPA (High Pressure Absorber Process) .......................................................................................................... 110 Fig. 3-8: Proceso Cryomax DCP (Dual-Column Propane Recovery)........................................................................................... 111 Fig. 3-9: Proceso Cryomax DCP (Dual-Column Propane Recovery)........................................................................................... 117 Fig. 4.5: Diagrama de bloques........................................................................................................................................................ 125 Fig. 5-1: Proyección oferta-demanda de GLP ............................................................................................................................... 184 Fig. 5-2: Precio promedio de importación de GLP ........................................................................................................................ 185 Fig. A2-1: Evolución histórica de la producción de Gas Natural y Petróleo para Bolivia – 2007 ............................................... 216 Fig. A2-2: Demanda Potencial de Gas Natural Periodo 2009-2026 ............................................................................................ 217 Fig. A2-3: Proyección de la demanda total de Gas Natural para el Mercado Interno–2008 a 2027 ......................................... 218 Fig. A2-4: Proyección de la oferta y demanda de Gas Natural: 2006-2026 ................................................................................ 219 Fig. A2-5: Proyección de la oferta y demanda de Gas Natural, escenarios alto y bajo: 2006-2026.......................................... 220 Fig. A2-6: Precio del GLP en la región (TC: 7.07 bs/$us) ............................................................................................................ 221 Fig. A2-7: Capacidad de proceso, rendimiento y capacidad de producción de las plantas de GLP ......................................... 221 Fig. A2-8: Ubicación de las plantas de GLP .................................................................................................................................. 222 Fig. A2-9: Esquema las plantas de GLP ........................................................................................................................................ 223 Fig. A2-10: Pronóstico de entrega de Gas al Sistema de Distribución – 2009 a 2026 ............................................................... 224 Fig. A2-11: Sistema de distribución de Gas Natural – 2009......................................................................................................... 225 Fig. A2-12: Balance del sistema de distribución de Gas Natural con Plantas de extracción de licuables ................................ 226 Fig. A2-13: Calidad de la mezcla de Gas Natural enviado a Brasil ............................................................................................ 226 Fig. A4-1: Diagrama de flujo de proceso (PFD): Principales unidades de la planta de recuperación de licuables de Rio Grande ......................................................................................................................................................................... 234 Fig. A4-2: Diagrama de flujo de proceso (PFD): Unidad de deshidratación .............................................................................. 235 Fig. A4-3: Diagrama de flujo de proceso (PFD): Unidades de extracción de licuables, de fraccionamiento y almacenamiento y de recompresión .......................................................................................................................... 236 Fig. A4-4: Diagrama de flujo de proceso (PFD): Unidades de extracción de licuables (Tecnología de Turboexpansión: CRYOMAX DCP®) ..................................................................................................................................................... 237 Fig. A4-5: Diagrama de flujo de proceso (PFD): Columnas Absorbedora, Deetanizadora y Estabilizadora............................ 238 Fig. A5-1: Poder calorífico del gas recombinado vs. capacidad de la planta, escenario conservador, con iso-pentanos ...... 249 Fig. A5-2: Poder calorífico del gas recombinado vs. capacidad de la planta, escenario conservador, sin iso-pentanos ....... 252 Fig. A5-3: Poder calorífico del gas recombinado vs. capacidad de la planta, escenario optimista, con iso-pentanos............ 255 Fig. A5-4: Poder calorífico del gas recombinado vs. capacidad de la planta, escenario optimista, sin iso-pentanos ............. 258 Autor: Dennis Ugarte

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Capítulo 1: Introducción al proyecto

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1.1

Introducción

En este primer capítulo se presentan se define el alcance y los objetivos del presente proyecto que serán considerados durante la elaboración del presente proyecto.

1.2

Antecedentes

Bolivia es uno de los principales países con reservas de Gas Natural a nivel Sudamérica. Debido a esto, se encuentra en una posición favorable considerando que tiene grandes posibilidades en este mercado, con países como Brasil y Argentina cuyo consumo crece rápidamente o con países como Uruguay y Paraguay que se ven necesitados de provisión de Gas Natural. Además del mercado externo debemos también considerar la inminente ejecución de los proyectos de instalación de plantas petroquímicas, provisión de gas natural para la industria del hierro en el Mutún, industrialización del gas y para un mercado interno que cada vez demanda mayor combustible. Ahora, todo lo anterior requiere que Bolivia incremente su producción de Gas Natural, lo cual implica la necesidad de recuperar al máximo los componentes licuables asociados, a partir de los cuales se podría incrementar la producción nacional de gasolinas y GLP; además de evitar cuantiosas pérdidas al estado por la importación de estos combustibles y por la venta con subvención de los mismos para el mercado interno. Por tanto, para optimizar las ganancias por el negocio del Gas Natural, el estado boliviano deberá implementar plantas de recuperación de los líquidos del Gas Natural (NGL Recovery) en los puntos más estratégicos, esto es, las cabezas de exportación que están ubicadas en Rio Grande para el envío de gas hacia Brasil y en Yacuiba para el envío de gas hacia Argentina (y posiblemente en los próximos años hacia Uruguay y/o Paraguay.)1

1.3

Delimitación

1.3.1

Límite geográfico

Este trabajo de investigación una ingeniería conceptual para implementar una planta de recuperación de licuables en la zona de Rio Grande. Esta planta deberá ser instalada antes de la primera unidad de compresión de Gas Natural de venta a Brasil, llamada estación de compresión Rio Grande o JV, misma

1

Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, La Paz-Bolivia, 2008.

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que se encuentra ubicada en el Bloque Grigotá (a 55 km de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra) en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz-Bolivia.2 1.3.2

Límite temporal

Se planifica el inicio de este proyecto de investigación en Enero de 2011 con un plazo de conclusión de doce meses hasta su revisión y presentación final. 1.3.3

Límite sustantivo

El alcance del presente documento se limita a los siguientes temas de estudio:       

1.4

Selección de la tecnología para la recuperación de licuables. Determinación de las propiedades físicas de corrientes gaseosas y líquidas Diseño del proceso integrado de recuperación de licuables de la planta Dimensionamiento preliminar de los equipos que forman parte del proceso Determinación de un CAPEX +/-30% (Inversión capital) aproximado total, hasta la puesta en marcha de la planta. Determinación de los ingresos y egresos anuales bajo operación normal de la planta Determinación de los indicadores económicos del proyecto

Planteamiento del problema

El Gas Natural que exporta Bolivia presenta un elevado contenido de hidrocarburos líquidos recuperables, además, la sobredemanda interna de GLP y gasolinas automotrices obliga al estado a importar estos combustibles de países vecinos y venderlos en territorio nacional a precio subvencionado. A esto se suma la necesidad de proveer Gas Natural como combustible para los inminentes proyectos de industrialización que tiene planificado implementar el estado boliviano.

1.5

Formulación del problema

¿Cuál sería el beneficio socio-económico para el país la implementación de la planta de recuperación de licuables en Rio Grande?

2

YPFB Corporación, Plan de inversiones 2009-2015, La Paz-Bolivia, 2009.

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1.6

Sistematización del problema y abordaje de la solución

Se ha reconocido el siguiente problema para el cual se plantea una solución: Problema: Desabastecimiento de GLP y combustibles líquidos en el mercado interno acompañado de una venta de Gas Natural con elevado contenido de hidrocarburos licuables. Solución: Implementar plantas criogénicas para aprovechar los hidrocarburos licuables asociados al Gas Natural y de esta manera incrementar la producción de GLP y Gasolina Natural. 1.6.1

Descripción causa-efecto y acción-fin

Causas: 1. Venta de Gas Natural con elevado contenido de hidrocarburos licuables 2. Incremento de la demanda interna de GLP y combustibles líquidos 3. Importación de GLP y combustibles líquidos y venta de los mismos en el mercado interno a precio subvencionado

Efectos: 1. Pérdidas económicas para el estado boliviano por la venta de un Gas Natural con excesivo contenido de licuables 2. Desabastecimiento de combustibles líquidos en el mercado interno 3. Pérdidas económicas para el estado boliviano por importación y venta al mercado interno a precio subvencionado

Acciones: 1. Vender Gas Natural con un poder calorífico que cumpla con especificaciones de venta 2. Aumentar la oferta nacional de combustibles líquidos 3. Incrementar la producción de GLP y Gasolina Natural

Fines: 1. Dejar de vender Gas Natural con elevado contenido de hidrocarburos licuables 2. Abastecer la demanda interna de combustibles líquidos 3. Dejar de importar GLP y Gasolinas

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1.6.2

Diagrama Causa-Efecto

Fig. 1-1: Diagrama causa-efecto

E1

E2

E3

F1

F2

F3

Pérdidas económicas para el estado boliviano por la venta de un Gas Natural con excesivo contenido de licuables

Desabastecimiento de combustibles líquidos en el mercado interno

Pérdidas económicas para el estado boliviano por importación y venta al mercado interno a precio subvencionado

Dejar de vender Gas Natural con elevado contenido de hidrocarburos licuables

Abastecer la demanda interna de combustibles líquidos

Dejar de importar GLP y Gasolinas

PROBLEMA

SOLUCIÓN

Desabastecimiento de GLP y combustibles líquidos en el mercado interno acompañado de una venta de Gas Natural con elevado contenido de hidrocarburos licuables

Implementar plantas criogénicas para aprovechar los hidrocarburos licuables asociados al Gas Natural y de esta manera incrementar la producción de GLP y Gasolina Natural

C1

C2

C3

A1

A2

A3

Venta de Gas Natural con elevado contenido de hidrocarburos licuables

Incremento de la demanda interna de GLP y combustibles líquidos

Importación de GLP y combustibles líquidos y venta de los mismos en el mercado interno a precio subvencionado

Vender Gas Natural con un poder calorífico que cumpla con especificaciones de venta

Aumentar la oferta nacional de combustibles líquidos

Incrementar la producción de GLP y Gasolina Natural

Fuente: Elaboración propia

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1.7

Objetivos

1.7.1

Objetivo General

Realizar una Ingeniería Conceptual para la implementación de una planta de recuperación de licuables para el Gas Natural de exportación a Brasil. 1.7.2

Objetivos Específicos 



1.8

Desarrollar la Ingeniería Conceptual (dimensionamiento, parámetros de operación, balances de materia y energía) para los principales equipos de una planta con tecnología de turboexpansión para la recuperación de hidrocarburos licuables. Realizar un estudio del beneficio económico y social de la implementación de la planta.

Justificación

1.8.1

Justificación científica

En las últimas décadas, el mercado del gas ha evolucionado rápidamente, lo cual obligó a los países con gran producción de Gas Natural a aplicar nuevas técnicas para el tratamiento y procesamiento del Gas Natural de manera que se puedan cumplir las especificaciones para venta y transporte. Este desarrollo facilitó usar nuevas y más eficientes tecnologías para la recuperación de licuables. Consecuentemente, este trabajo de investigación aprovechará este desarrollo tecnológico para la diseñar la tecnología de turboexpansión más adecuada para la recuperación de licuables a partir del gas de exportación a Brasil y para poner en especificaciones de venta los productos de la planta. 1.8.2

Justificación económica

El presente proyecto busca demostrar que la implementación de esta planta reducirá de manera significativa los gastos del estado boliviano por importación y subvención de GLP en el mercado interno. 1.8.3

Justificación social

El presente proyecto pretende demostrar que la implementación de una planta de recuperación de licuables en Rio Grande reducirá de manera significativa la falta de provisión de GLP y combustibles líquidos que enfrenta actualmente el pueblo boliviano. 1.8.4

Justificación personal

El presente trabajo de investigación facilitará a su autor la obtención del título de Licenciatura en Ingeniería en Gas y Petróleo, además de ser un medio de desarrollo personal y profesional.

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1.9

Metodología

1.9.1

Diseño de Investigación y tipo de estudio

Según la problemática y los objetivos planteados para el presente trabajo, el diseño de investigación es de carácter no experimental, debido a que no se manipulan las variables que originan la problemática. El tipo de estudio a ser desarrollado es de carácter transversal-descriptivo. (Transversal porque la recolección de datos es realizada en un momento único y descriptivo porque se describirá ampliamente los principios y tecnología de turboexpansión ya conocidos y ampliamente aceptados. 1.9.2

Método de Investigación

Se empleará el método deductivo-analítico porque se busca dar solución a una problemática específica (déficit de GLP), además de analizar los beneficios adicionales que acompañan a la implementación de la Planta de Recuperación de Licuables de Rio Grande. 1.9.3

Fuentes de Información

Las fuentes de información que se usaron para la elaboración del presente proyecto son las siguientes: Primarias: Consultas y entrevistas a ingenieros relacionados al área de procesamiento del Gas Natural y diseño de plantas criogénicas y acondicionamiento de los productos. Secundarias: 



 

Se recurrió la Gerencia Nacional de Separación de Líquidos de Y.P.F.B. para recolectar información concerniente a las especificaciones y consideraciones para la implementación de la planta de extracción de licuables de Rio Grande, tomando como referencia el DOCUMENTO BASE DE CONTRATACION DE UNA EMPRESA CONSULTORA ESPECIALIZADA QUE REALICE EL ESTUDIO DE INGENIERIA CONCEPTUAL–BASICA EXTENDIDA PARA LA PLANTA DE EXTRACCION DE LICUABLES DE RIO GRANDE publicada en la página web de YPFB (www.ypfb.gob.bo). Se recurrió a libros especializados en el área de procesamiento del gas natural, extracción de licuables, fraccionamiento, etc. para elaborar los cálculos de diseño de procesos. Entre las bibliografías más empleadas fueron el Gas Conditioning and Processing Handbook de John M. Campbell, el Engineering Data Book del GPSA y el Perry´s Chemical Engineers Handbook de Robert Perry & Don Green. ASPENONE® V.7.2, simulador de procesos para diseñar el sistema de extracción y fraccionamiento de licuables, dimensionar los equipos y realizar los balances de materia y energía. Otras fuentes de información escrita, como ser libros, manuales, revistas y páginas web, los cuales son especificados en la bibliografía del presente documento.

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1.9.4

Estudio preliminar

Conocimientos adquiridos sobre el control de punto de rocío por hidrocarburos (Hydrocarbon Dew Point Control) y diseño de procesos para el tratamiento del Gas Natural en las materias de Gas Natural y Simulación Petrolera, además de la revisión e investigación personal sobre el diseño de equipos para una planta de recuperación de licuables por turboexpansión.

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Capítulo 2: Marco teórico

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MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL

2.1

Introducción

En este capítulo se hace una breve descripción de las bases teóricas necesarias para la elaboración de la ingeniería del proyecto. Tales temas presentados incluyen los tipos de tecnologías de extracción de licuables y diseño de procesos (deshidratación, intercambio de calor, destilación, compresión, bombeo, etc.). Además, se presentan las bases referenciales y normativas que reglamentan las actividades relacionadas a una planta de recuperación de licuables.

2.2

Gas Natural

Cerca del 24% de la energía consumida a nivel mundial provienen del Gas Natural y sus derivados. 3 El Gas Natural como fuente energética ha mostrado en los últimos años un crecimiento respecto al consumo mundial de energía, debido principalmente a que presenta características de combustión mucho más limpias que el carbón y el petróleo. El Gas Natural es una mezcla de hidrocarburos parafínicos en estado gaseoso, constituida principalmente por moléculas de metano, etano, propano, butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados, en menor proporción. Generalmente, esta mezcla contiene impurezas tales como vapor de agua, dióxido de carbono, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno, mercaptanos, helio, mercurio, entre otros. Tabla 2.1: Principales componentes y productos derivados del procesamiento de Gas Natural

Componentes

CO2

H2S

N2

C1

C2

C3

i-C4

n-C4

i-C5

Gas inerte x x Gas ácido x x LNG x x X x x x Gas Natural x x x x x x x x x GLP X x x x x Gasolina natural x x x x NGL’s X x x x x Condensado x x x Fuente: Engineering Data Book, 12th ed., Gas Processors Suppliers Association, Tulsa OK, 2004.

n-C5

C6

C7+

x

x

x

x x x

x x x

x x x

El Gas Natural se encuentra, al igual que el petróleo, en yacimientos en el subsuelo en uno de los siguientes estados:

3

BP Statistical Review of World Energy, June 2009.

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 

Asociado, cuando se encuentra disuelto en el petróleo a condiciones del yacimiento, pero se disuelve del mismo cuando llega a las condiciones de separador. Libre o no-asociado, cuando el yacimiento contiene solamente fluido en estado gaseoso y produce en superficie ninguna o muy poca cantidad de hidrocarburos condensados.

Por tanto, su composición, gravedad específica, peso molecular, poder calorífico y demás propiedades son diferentes para cada yacimiento. 2.2.1

Principales usos del Gas Natural

El gas natural es usado como combustible en los sectores industrial, petroquímico, termoeléctrico, doméstico, comercial y automotriz.4 Sus principales usos por sector son los siguientes: Fig. 2-1: Principales usos del Gas Natural Sector

Usos

Usos varios

Industrial

Refinerías de petróleo Industria del vidrio Minas de ferroniquel Industria alimenticia Industria de productos elaborados Hierro y acero

Pulpa y papel Industria del cemento Cerámica Industria textil

Petroquímico

Urea Alcoholes MTBE Etileno

Nitrato de amonio Aldehídos Acetileno Polietileno

Turbogeneradores Termoeléctrico Calderas (turbinas a vapor) Plantas de ciclo combinado Doméstico y comercial

Cocinas Secadoras de ropa Refrigeración y acondicionamiento de aire

Transporte

GNV - Gas Natural Vehicular en reemplazo de la gasolina automotriz.

Plantas de ciclo STIG Plantas de cogeneración Plantas de trigeneración Calentadores de agua Calefacción Restaurantes Hoteles

Fuente: http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=210&conID=36624

2.2.2

Tipos Gas Natural

Debido a las diferentes características que puede tener el Gas Natural, a continuación se explican brevemente algunos de los diferentes tipos de gas natural conocidos en la industria petrolera: 4

http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=210&conID=36624

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2.2.2.1

Gas amargo (Sour gas)

Denominado también gas agrio. Se refiere al Gas Natural que contiene cantidades significativas de gases ácidos (H2S, CO2, COS, RHS, SO2) los cuales forman ácidos en presencia de agua, para tal efecto se tienen normas para regular el contenido máximo admisible que puede presentar una corriente de Gas Natural a fin de ponerlo en condiciones adecuadas para transporte y venta. Este tipo de gas requiere de una unidad de tratamiento o endulzamiento. 2.2.2.2

Gas dulce (Sweet gas)

Denominación hecha al Gas Natural que contiene cantidades mínimas de gases ácidos o que están por debajo de los rangos máximos establecidos en las especificaciones para transporte y venta. Se denomina también así al gas que sale de la unidad de endulzamiento. 2.2.2.3

Gas rico (Rich gas)

Se denomina así al gas de alimentación para la unidad de recuperación de licuables debido a que contiene un importante contenido de C2+. Los licuables o NGL (Natural Gas Liquids) deben ser extraídos del Gas rico debido a dos razones fundamentales: 



Para acondicionar el Gas Natural de manera que se cumpla con la especificación de punto de rocío por hidrocarburos. Esto es importante porque se busca evitar que los licuables disminuyan la eficiencia de transporte de la corriente de Gas Natural y evitar problemas con los equipos que están diseñados para trabajar solo con gas, como es el caso de los compresores, medidores de flujo, etc. Para aprovechar los licuables y destinarlos a la obtención de GLP y gasolina natural, mejorando de esta manera el negocio del gas natural.

2.2.2.4

Gas pobre (Lean gas)

Se denomina así al gas que sale de la unidad de recuperación de licuables y/o que presenta cantidades mínimas de licuables (Etano, Propano, Butanos y Gasolina Natural) cuyo efecto se traduce en el bajo poder calorífico del Gas Natural, según el GPSA, la especificación para el poder calorífico del Gas Natural es de 1000Btu/pc en base saturada (HHV: Higher Heating Value,) es decir, una corriente de Gas Natural con un poder calorífico menor a 1000 Btu/pc es considerado como gas pobre. 2.2.2.5

Gas húmedo (Wet gas)

Una corriente de Gas Natural que contiene considerables cantidades de agua libre (vapor de agua.) Esta agua debe ser removida del Gas Natural para que éste cumpla con especificaciones de transporte y venta, debido principalmente a:  

La posibilidad de formar hidratos y disminuir de esta manera la eficiencia de transporte. La posibilidad de producir corrosión en el sistema de transporte, procesamiento y medición de Gas, sabiendo que el agua en presencia de gases ácidos reacciona para formar ácidos corrosivos.

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Se denomina también, gas húmedo, al gas de alimentación a la unidad de deshidratación. 2.2.2.6

Gas seco (Dry gas)

Corriente de Gas Natural que sale de la unidad de deshidratación y/o que presenta cantidades menores a las especificaciones de contenido máximo de agua. 2.2.3

Clasificación de los yacimientos de Gas Natural

Desde un punto de vista técnico, los yacimientos de Gas Natural pueden clasificarse de acuerdo a la ubicación de la relación temperatura-presión inicial del yacimiento respecto a la región bifásica (gas y petróleo) en un diagrama de fases. La siguiente figura es un ‚diagrama de fases PVT‛ para un determinado fluido de yacimiento. El área encerrada por las curvas del punto de burbujeo y punto de rocío, es la región de combinaciones de presión y temperatura donde existen dos fases, líquida y gaseosa. Las curvas dentro de esta región muestran el porcentaje de líquido respecto al volumen total de hidrocarburos. De acuerdo a las condiciones iniciales del yacimiento, es posible determinar el tipo de yacimiento debido a que tiene su propio diagrama de fases que depende de la composición y de las condiciones de presión, volumen y temperatura. Fig. 2-2: Diagrama de fases PVT para fluidos de yacimiento

Fuente: Apuntes de clase, Reservorios, Ing. Mario Carazas+

En consecuencia, los yacimientos de Gas Natural se clasifican básicamente en yacimientos de gas pobre, gas rico y gas condensado.

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2.2.3.1

Yacimientos de gas pobre

En este sistema el gas no contiene la suficiente cantidad de componentes pesados en su composición, como para formar hidrocarburos líquidos a condiciones de reservorio ni a condiciones de superficie. Los yacimientos de gas seco se componen principalmente de metano (C1>90%) y pequeñas cantidades de otros hidrocarburos más pesados. Usualmente el único líquido asociado a estos yacimientos es el agua, que se forma por la condensación del vapor de agua contenido en el gas a condiciones de superficie. Fig. 2-3: Diagrama de fases PVT para un yacimiento de gas pobre

Fuente: Apuntes de clase, Reservorios, Ing. Mario Carazas+

En el anterior diagrama se observa el punto de máxima temperatura de equilibrio entre las fases o Punto Cricondentérmico(Pcdt) y el de máxima presión de equilibrio entre las fases o Punto Cricondembárico(Pcdb); el punto 1 representa las condiciones iniciales del yacimiento y el 3 las condiciones estándar (14,7 Psia y 60ºF.) La recta vertical 1-2 muestra un proceso de descompresión isotérmica, mientras que la curva discontinua 1-3 indica las variaciones de presión y temperatura que sufren los fluidos al salir del yacimiento, desplazarse por el sistema de producción, pasar por el separador y alcanzar las condiciones fiscales. En ambos procesos la mezcla de hidrocarburos no entra a la región de dos fases, por lo que siempre se encuentra en estado gaseoso. Una característica de los yacimientos de gas pobre es que la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica, lo cual explica porque no se forman hidrocarburos líquidos a condiciones de yacimiento, ya que la elevada temperatura ocasiona que las moléculas en la mezcla

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de hidrocarburos posean una energía cinética tan alta que hace que las fuerzas de atracción molecular sean pequeñas, lo que evita que se forme cualquier condensado. Teóricamente los yacimientos de gas pobre no producen hidrocarburos líquidos a condiciones de superficie, sin embargo, la diferencia entre un gas seco y uno húmedo es arbitraria, pero se considera como seco un yacimiento de gas que tenga una relación gas-petróleo(RGP) mayor a 100,000 cf/bbl. La única forma de obtener líquidos de un gas de yacimiento de gas seco es someter el fluido producido a un proceso criogénico, debido a que el gas extraído posee un alto contenido de compuestos volátiles. 2.2.3.2

Yacimientos de gas rico

Los yacimientos de gas rico se caracterizan por poseer mayor contenido de componentes intermedios y pesados que un gas pobre. Se denomina gas rico debido a que a condiciones de separación en superficie la mezcla cae en la región bifásica. En comparación con los yacimientos de gas pobre, presentan una menor proporción de metano (CH45%) además de otros componentes no-hidrocarburíferos como dióxido de carbono y agua. En el siguiente diagrama presión-temperatura de un yacimiento de gas rico se puede ver las condiciones del yacimiento, representadas por el punto 1. Al ser la temperatura del yacimiento mayor a la del punto cricondentérmico, el fluido se encuentra en la fase gaseosa a lo largo de la vida productiva del yacimiento donde la presión disminuye a temperatura constante representada por la línea continua 1-2. Fig. 2-4: Diagrama de fases PVT para un yacimiento de gas rico

Fuente: Apuntes de clase, Reservorios, Ing. Mario Carazas+

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A medida que el fluido asciende a la superficie, la presión y la temperatura disminuyen ocasionando que el fluido entre en la zona de dos fases. La fase líquida condensada es producto de la disminución de la energía cinética de las moléculas más pesadas debido a la disminución de temperatura, con lo cual se incrementan las fuerzas de atracción molecular. El líquido que obtenido en superficie tiende a ser incoloro y a poseer una gravedad mayor a 60°API. La proporción de líquido generalmente es menor a 30 bbl/MMSCF. 2.2.3.3

Yacimiento de gas condensado

Los yacimientos de gas condensado (llamados también de condensación retrograda) se caracterizan porque la temperatura inicial del yacimiento se encuentra entre la Temperatura Cricondenterma y el Punto Crítico (Pc