• Author / Uploaded
• Oscar Fabián

Citation preview

1

UNIVERSIDAD DE ORIENTE. NÚCLEO MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO. MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA.

Curso Gasotecnia Unidad I

Dr. Fernando Pino Morales Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS

1

2

Programa de la Unidad Unidad I: Introducción, definición de Gas Natural. Clasificación y composición del Gas Natural. Uso industrial y doméstico del Gas Natural .Producción de gas natural en Venezuela. Tratamientos del Gas Natural. Proceso de endulzamiento del gas natural. Endulzamiento por absorción, adsorción, tamices moleculares y Membranas. Corrosión por Dióxido de Carbono C 0 2 o corrosión Dulce; Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno H 2 S o corrosión ácida. Corrosión Combinada. Diseño de un sistema de endulzamiento. Proceso de Deshidratación del Gas Natural. Deshidratación con Glicoles, deshidratación directa, deshidratación con tamices moleculares y membranas. Resolución de problemas tipos:

2

3

Índice

Página

Portada Programa Unidad Índice Caracterización del Gas Natural Orígenes de los Hidrocarburos Trampas de Hidrocarburos Trampas Estructurales Trampas Estratigráficas Trampas Mixtas Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos Yacimientos de Petróleo Yacimientos de Gas- Petróleo Yacimientos de Condensado Yacimientos de Gas Seco La Historia del Gas Natural en Venezuela Composición del Gas Natural Clasificación del Gas Natural en Relación a los Cambios Orgánicos Composición Básica del Gas Natural Composición Real de un Yacimiento Impurezas del Gas Natural Clasificación del Gas Natural En función de la Composición Gas Ácido Gas Dulce Gas pobre o Gas Seco Gas Rico o Gas Húmedo Gas condensado Gas asociado Gas no asociado Gas Hidratado Gas Anhidro Utilidad Industrial del Gas Natural Fabricación de Cerámicas Industria del Vidrio Industria Textil Industria Química Industria del Cemento Nuevas Tecnologías de Gas Natural Subproductos del Gas Natural Gas Natural Licuado (GNL) Líquidos del Gas Natural (LGN) La Gasolina Natural (GN) Determinación del Octanaje de la Gasolina Procesos Para el Mejoramiento de la Gasolina Procesos Para Mejorar la Gasolina Natural Gasolina Comercial 3

01 02 03 08 09 09 09 09 09 10 10 10 10 10 11 11 11 12 13 13 14 14 15 15 15 15 16 16 16 16 16 16 16 17 17 17 18 19 19 19 20 21 21 23 23

4

Índice

Página

Presión de Vapor Reid Tapón de Vapor La Volatilidad Presión de Vapor Determinación de la Presión de Vapor Ecuación de Clausius- Clapeyron Ecuación de Antoine Aparición de la Gasolina sin Plomo Otros Componentes del Gas Natural Gas Natural Comprimido (GNC) Gas Transformado a Líquido (GTL) Utilización de los Líquidos del Gas Natural Gas Licuado de Petróleo (GLP) El- Gas Natural para Vehículos (GNV) Ventajas de la Utilización del Gas Natural Desventajas en la utilización del GNV Industrialización y Tratamiento de Gas Natural Procesamiento de Gas Natural La obtención del Gas Natural Tratamiento Compresión Transporte de Gas Almacenaje Regulación de Presiones La Distribución La Medición Utilización Fuente de reinyección Combustible para uso industrial, comercial y doméstico Insumo para procesos Materia prima para procesos petroquímicos Producción del Gas Natural en Venezuela Contaminantes del Gas Natural Los Mercaptanos Consecuencia de la Presencia De Gases Ácidos Tratamientos de Gas Natural Proceso de Endulzamiento del Gas Natural Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción Endulzamiento del Gas Natural a través de la Absorción de Gases Proceso de Absorción con Solventes Químicos Endulzamiento de Gas Natural con Aminas Tipos de Aminas utilizadas en el Endulzamiento de Gas Natural Descripción del Proceso del Absorción con Aminas Absorción de Gases Ácidos Regeneración de la Solución Absorbente 4

24 24 25 26 28 28 29 29 29 29 30 30 31 32 34 35 36 37 38 38 38 38 38 38 38 39 39 39 39 39 39 41 41 42 42 43 43 44 44 44 45 46 46 46 46

5

Índice

Página

Torre Absorbedora de gases ácidos Separador de gas combustible Generador de la DEA La Monoetanolamina (MEA) La Dietanolamina (DEA) La Metildietanolamina (MDEA) La Trietanolamina (TEA) Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K2C03) en caliente Proceso de Endulzamiento y Recuperación de Azufre (S) Componentes Utilizados en el Endulzamiento del Gas Natural con Aminas Un separador de entrada El absorbedor o contactor Tanque de Venteo Intercambiador de Calor Amina- Amina Regenerador Tanque de Abastecimiento Bomba de la Solución Pobre Recuperador o Reconcentrador Regenerador Filtros Enfriador de la Solución Pobre Proceso de Absorción con Solventes Físicos Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos Proceso de Endulzamiento por Adsorción Procesos de Endulzamiento por Conversión Directa Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares Proceso de Endulzamiento por Membranas Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno Consecuencia de no Endulzar Regulaciones de Contaminantes en el Ambiente Tipo y Concentración de las Impurezas en el Gas Ácido a Remover Tipo y Composición de las Impurezas del Gas a Tratar Especificaciones del Gas Residual Temperatura y Presión del Gas Ácido y del Endulzado Factores Involucrados en la Selección de un Método de Endulzamiento Diseño de Sistemas de Enduzalmiento con el Solvente MEA Condiciones de alimentación Gas Ácido que Debe de Ser Removido Tasa de circulación de la MEA Corrosión por Presencia de Gases Ácidos Corrosión dulce o corrosión por Dióxido de Carbono Tipos de Corrosión por CO2 Factores que influyen en el Proceso de corrosión por CO 2 Corrosión Ácida o Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno (H 2S) Corrosión bajo tensión 5

47 47 47 48 49 50 50 50 51 51 51 51 53 53 53 53 54 54 54 54 54 54 55 55 56 56 57 57 57 57 57 58 58 58 58 58 59 60 60 61 61 63 64 65 66

6

Índice

Página

Corrosión por Agrietamiento inducido por hidrógeno Corrosión por efecto combinado de CO2 y H2S Proceso de Deshidratación del Gas Natural Justificación del Proceso de Deshidratación Evitar la formación de hidratos La Formación de Hidratos en el Gas Natural Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de consumo y distribución Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas Determinación de la Cantidad de Agua en el gas Parámetros que participan en la Deshidratación del Gas Natural Enfriamiento Directo Expansión del Gas a una Baja Presión Expansión Isentálpica Expansión Isentrópica Transferencia de Calor Conducción de Calor Convección de Calor La Combinación de Radiación y Absorción Reacciones Químicas en el Proceso de Deshidratación de Gas Deshidratación por Absorción Deshidratación del Gas Natural con Glicoles Los factores que influyen en la selección del glicol Factores de Deterioro del Glicol Pasos de un Proceso de Deshidratación con Glicol En Etilenoglicol Principales Equipos de una Planta de Deshidratación Deshidratación del Gas Natural por Adsorción Adsorción Química Adsorción Física Materiales Utilizados en la Adsorción de Agua en el Gas Natural Tamices Moleculares Alúmina Activada Silica Gel Carbón Activado Ejemplo de un Proceso de Deshidratación de Gas Natural Por Adsorción Problemas Operaciones en el proceso de Deshidratación del Gas Natural a Través de la Adsorción con Tamices Moleculares Componentes Utilizados en un Proceso de Deshidratación del Gas Natural con TEG Construcción de la Curva de Equilibrio Líquido (X)- Vapor Cálculo del Número de Platos Reales de la Torre de Absorción Determinación del Diámetro de la Torre de Absorción Cálculo de los Orificios de entrada y salida del Gas en la Torre de Absorción Diseño del Regenerador 6

67 68 69 69 69 70 71 71 71 71 75 75 75 77 77 77 77 78 78 78 78 79 80 81 82 83 84 85 85 85 85 86 86 86 86 86 87 91 91 91 91 91

7

Índice

Página

Principales Equipos Utilizados en una Planta de Deshidratación con Glicoles Utilidad de los Diagramas de Fases en el Proceso de Deshidratación del Gas Natural Problema de Deshidratación Índice de FIGURAS

92 92 94

Página

Figura 1 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural Figura 2 Diagrama de Fase para un Equilibrio Líquido- Vapor Figura 3 Principales Procesos de Tratamiento del Gas Natural Figura 4 Destinos del Natural Figura 5 Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción Figura 6 Estructura de las Aminas Figura 7 Estructura Molecular de la DEA Figura 8 Estructura Molecular de la MDEA Figura 9 Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Aminas Figura 10 Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Amina Figura 11 Planta de Endulzamiento con MEA Figura 12 Corrosión por Efecto Combinado de H 2 0 y C 0 2 Figura 13 Contenido de agua en los hidrocarburos, según Mc Ketta- Webe Figura 14 Contenido de agua en C02 saturado en Mezclas de Gas Natural Figura 15 Contenido de Agua en el Sulfuro de Hidrógeno Figura 16 Unidad de Deshidratación con TEG Figura 17 Esquema de la Planta Deshidratadora Orocual Figura 18 Unidad de Deshidratación por Adsorción Figura 19 Diagrama de Fase TEG-Agua Índice de CUADROS

09 27 37 37 45 45 49 50 52 55 59 68 72 73 74 82 84 87 93

Página

Cuadro 1: Composición y Porcentaje molar de una Mezcla de Gas Natural Cuadro 2: Composición Típica de Hidrocarburos Cuadro 3 Constantes de R. BukaceK

7

12 14 76

8

Caracterización del Gas Natural El gas natural es una mezcla homogénea, en proporciones variables de hidrocarburos parafínicos, denominados Alcanos, los cuales responden a la fórmula C N H 2 N N . Estos hidrocarburos, tienen por nombre, también Hidrocarburos Saturados .Este esta relacionado con la hibridación sp 3 . Lo que indica que tiene cuatro (4) orbitales híbridos. Este tipo de hibridación indica que debe de existir un enlace simple entre los carbonos, enlace difícil de romper, es por lo que reciben el nombre de saturados, a diferencia de los Alquenos y Alquinos, que también son parte de los hidrocarburos parafínicos, pero estos son hidrocarburos insaturados, ya que los Alquenos tienen hibridación sp 2 , que indica que debe de haber un doble enlace entre los carbonos, y los Alquinos tienen hibridación sp , luego debe de haber un triple enlace entre carbonocarbono, y por lo tanto los alquenos y los alquinos son insaturados. El gas natural tiene, también cantidades menores de gases inorgánicos, como el Nitrógeno N 2 , el Dióxido de Carbono C 0 2 ; Sulfuro de Hidrógeno H 2 S ; Monóxido de Carbono (C0), Oxígeno 0 2 , Vapor de Agua H 2 0 , etc. Todos estos componentes son considerados impurezas del gas natural., algunas de estas impurezas causan verdaderos problemas operacionales (corrosión en los equipos). El componente principal del gas natural es el Metano CH 4 , cuyo contenido varía generalmente entre 60 y 90 % en volumen (%V/V). Contiene también, Etano C 2 H 6 , Propano C 3 H 8 , Butano C 4 H 10 y componentes más pesados C 4 en proporciones menores y decrecientes: En la figura 1 se muestran los principales componentes del gas natural en la República Bolivariana de Venezuela. En la figura se presentan en la forma de composición molar todos los principales componentes que conforman el gas natural, en la gran mayoría de los yacimientos de gas del país. En términos generales se puede señalar que el gas natural es una mezcla de hidrocarburos (principalmente metano) que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución con el petróleo, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Puede encontrarse mezclado con algunas impurezas o sustancias que no son hidrocarburos, tales como Ácido Sulfhídrico o Sulfuro de Hidrógeno H 2 S , además de Nitrógeno y Dióxido de Carbono.Por su origen, el gas natural se clasifica en asociado y no asociado. El gas asociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo del yacimiento. El gas no asociado, por el contrario, es aquel que se encuentra en yacimientos que no contienen crudo, a las condiciones de presión y temperatura originales.En los yacimientos, generalmente, el gas natural asociado se encuentra como gas húmedo ácido, mientras que el no asociado puede hallarse como húmedo ácido, húmedo dulce o seco, aunque la principal diferencia es que el gas asociado tiene que se sometido primeramente al proceso de separación gas petróleo, mientras que el no asociado este proceso no es necesario.

8

9

Figura 1 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural Composición del Gas Natural (% Molar) 98,0

Metano (55 - 98)

Etano (0,10 - 20)

Propano (0,05 - 12)

N-Butano (0,05 - 3)

Iso-Butano (0,02 - 2)

N-Pentano (0,01 - 0,80)

Iso-Pentano (0,01 - 0,80)

Hexano (0,01 - 0,50)

Heptano (0,01 - 0,40)

Nitógeno (0,10 - 0,50)

Oxigeno (0,09 - 0,30)

Sulfuro de Hidrógeno (Trazas - 28)

Dióxido de Carbono (0,20 - 30)

Helio (Trazas - 4)

Orígenes de los Hidrocarburos El gas natural al igual que el petróleo se encuentra acumulado en el subsuelo en estructuras denominadas trampas En la actualidad se presume que el gas natural al igual que el petróleo son el resultado de una serie de procesos químicos y variaciones sufridas por la materia orgánica proveniente de animales y vegetales, la cual ha sufrido la acción de bacterias, elevadas temperaturas y presiones Trampas de Hidrocarburos Dentro de estas trampas los hidrocarburos están contenidos en una roca porosa, que se denomina roca yacimiento La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo que permite la acumulación del gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural conformado por (pliegues y fallas) o estratigráficos) lentes, acuñamiento de rocas porosas, contra rocas no porosas denominadas sellos. Toda trampa presenta como característica principal una roca de yacimiento, limitada en su tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados escapen. Las trampas de hidrocarburos se clasifican en: a.-Trampas Estructurales: Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causados por fallas. b.- Trampas Estratigráficas Son aquellas originadas por cambios laterales y verticales en la porosidad de la roca. Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una roca porosa. c.- Trampas Mixtas: Son aquellas originadas por una combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas. 9

10

Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos En función de los volúmenes de gas o petróleo que contienen los yacimientos se denominan: a.- Yacimientos de Petróleo En: estos yacimientos el petróleo es el producto y el gas esta como producto secundario disuelto en cantidades que depende de la presión y la temperatura del yacimiento. Reciben el nombre de Yacimientos Saturados. Esto corresponde, cuando el petróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de temperatura y presión existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la estructura, formando una capa de gas sobre el petróleo. b.- Yacimientos de Gas- Petróleo: Estos yacimientos corresponden a acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo, representa el. Mecanismo que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos. Cuando baja la presión y el petróleo ya no pueden subir espontáneamente, se puede inyectar gas desde la superficie a la capa de gas, aumentado con ello la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo, siempre y cuando todo el proceso se realice dentro de lo establecido. c.- Yacimientos de Condensado. Aquí los hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas esta mezclado con otros hidrocarburos líquidos. Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento. d.- Yacimientos de Gas Seco. En estos yacimientos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en fase gaseosa, y al ser producidos siguen siendo gases, a pesar de los cambios de presión y temperatura. El gas se genera por la acción de un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas esta relacionada con la presión del envase. Es importante señalar que ni el petróleo ni el gas se consiguen en las capas del subsuelo en forma de lagos, ya que están contenidos en los espacios porosos de ciertas y determinadas rocas. La existencia de estos estratos rocosos de hidrocarburos es escasa y su determinación, es la labor fundamental que desempeñan los geólogos y geofísicos. Ellos deben llegar a la conclusión que hay hidrocarburos en forma suficiente, como para realizar operaciones, para ello son necesarias las siguientes condiciones para que se encuentre una acumulación de gas o petróleo, que son: Roca Madre (este es el material donde se forman los hidrocarburos), son los depósitos donde se acumularan los hidrocarburos, y donde pueden ser posteriormente extraídos del subsuelo. 10

11

Migración (es el movimiento de hidrocarburos de la roca madre a la roca recipiente, siguiendo vías de porosidad y permeabilidad que permitan su movimiento), Sincronización Geológica (permiten que exista la trampa para el momento en que ocurra la migración. La Historia del Gas Natural en Venezuela La historia de este fluido es la historia de un esfuerzo por lograr que este hidrocarburo sea de un uso racional. La producción de gas natural se viene registrando desde 1918, en ese año se produjo una cantidad promedio de 8500 (m3/día), producción que ocurrió en la Jurisdicción de Maracaibo. Hasta 1932 todo el gas producido se arrojaba a la atmósfera, ya que no había justificación económica para su procesamiento y venta. Fue en 1932, cuando se comenzó a utilizar el gas, como materia prima de inyección en los yacimientos de Quiriquiri en el Estado Monagas. En la actualidad el gas natural ha logrado insertarse en el mercado energético nacional, lo cual se debe fundamentalmente al impulso de las industrias para generar electricidad, y también el desarrollo de la industria petroquímica. Lo actual es que sé esta estableciendo en todo el país una red de mercadeo para lograr que el gas natural sea consumido en el ámbito doméstico. Recientemente se comenzó a promover el uso del gas. Natural como combustible para vehículos automotores, que se denomina gas natural para vehículos (GNV). Los principales centros de explotación de gas natural en Venezuela se encuentran distribuidos en tres Cuencas Sedimentarias, que son: Maracaibo- Falcón; Barinas- Apure y Oriente- Margarita Composición del Gas Natural El gas natural se encuentra en los yacimientos acompañados de otros hidrocarburos, que se aprovechan en los procesos de extracción y el procesamiento de los productos principales. En vista, de esto es que dependiendo de que productos le acompañen, se le denomina gas seco o gas húmedo. Si el gas que predomina es el metano (CH 4), el cual pertenece a la serie parafínica, en donde los átomos de carbono y de hidrógeno se unen para formar cadenas sencillas, que se simbolizan como (C n H 2n 2 ) . Los hidrocarburos que responden a esta fórmula se denominan Hidrocarburos Saturados Normales. El primer compuesto de esta serie es el Metano, cuya fórmula química es (CH4), pero en forma práctica se simbolizara simplemente como (C 1), simbología que se utilizará con todos los hidrocarburos que conforman la serie parafínica. Luego el siguiente Hidrocarburo es el Etano cuya fórmula química es (CH3CH2), será simplemente (C2). A continuación viene el Propano (CH 3CH2CH4) (C3). Si el gas que sale del yacimiento contiene, también Butano (CH 3CH2CH2CH3) (C4) o fracciones más pesadas en cantidades suficiente, será un gas húmedo. Clasificación del Gas Natural en Relación a los Cambios Orgánicos: Esta clasificación se debe a los cambios orgánicos que tienen lugar en los yacimientos y que dan como resultado otros derivados líquidos, con niveles de ebullición tan altos como el de la gasolina y una clasificación bien elevada de gases, para ser

11

12

utilizados tanto en la industria, como en forma doméstica. La definición, tiene su importancia en el hecho, que se permite determinar si el yacimiento encontrado será de gas seco o húmedo. Para determinarlo solo bastaría con conocer el contenido de los principales componentes, que conforman el yacimiento, desde luego poder definir un yacimiento en una forma no tan complicada es de importancia para definir su futuro tratamiento. Composición Básica del Gas Natural: La composición básica del gas natural indica que es una mezcla de hidrocarburos constituido principalmente por metano (CH4), que se encuentra en yacimientos en solución o en fase gaseosa con el petróleo crudo, que en este caso se denomina gas asociado, o bien, en yacimientos que no contienen petróleo, que en este caso es gas no asociado. Se considera que el gas natural es uno de los combustibles más limpios, que produce principalmente C02 en forma de gas y vapor de agua y pequeñas cantidades de óxidos de nitrógeno cuando se quema.. En el cuadro 1 se indica la composición y porcentajes molares que puede tener una muestra de Gas natural Cuadro 1: Composición y Porcentaje molar de una Mezcla de Gas Natural Componente Metano (C1) Etano (C2) Propano (C3) n-Butano (nC4) IsoButano (iC4) n-Pentano (nC5) i-Pentano (iC5) n-Hexano (nC6) n-Heptano (nC7) Nitrógeno Dióxido Carbónico Oxígeno Sulfuro de Hidróg Helio

Fórmula Química CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C4H10 C5H12 C5H12 C6H14 C7H14 N2 C02 02 H2S He

Estado Físico Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso Líquido Líquido Líquido Líquido Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso

Composición % 55,00-98,00 0,10-20,00 0,05-12,00 0,01-0,80 0,01-0,80 0,01-0,80 0,01-0,80 0,01-0,50 0,01-0,40 0,10-5,00 0,20-30,00 0,09-30,00 Trazas-28,00 Trazas-4,00

En el cuadro 1 se observa que el componente principal es el metano. Los otros hidrocarburos, tanto gaseosos, como líquidos se consideran acompañantes. Sin embargo, por medio del porcentaje real del análisis de la muestra del gas se podrá calcular la cantidad de líquidos susceptibles de extracción y las posibilidades de comercialización La presencia de sulfuro de hidrógeno (H 2S) que es un gas muy tóxico incluso en cantidades pequeñas puede causar severas irritaciones a la vista y hasta la muerte. Luego, cuando hay que manejar operaciones, donde exista este gas se deben tomar las precauciones y medidas de seguridad correspondientes. El sulfuro de hidrógeno, junto al dióxido carbónico le confiere las propiedades ácidas al gas natural, y en muchos casos hay que tratar el gas natural, a través del proceso de endulzamiento para eliminar estos componentes.

12

13

El gas natural puede contener pequeñas cantidades de helio (He), el cual, por su incombustibilidad, es de mucha utilidad en la aeronáutica para llenar globos aerostáticos En algunos yacimientos de gas natural se determina que contiene pequeños porcentajes de hidrocarburos, pero contiene hasta un 90% de C0 2, gas que tiene una gran utilidad en la fabricación de bebidas gaseosas, en la industria química y en otras aplicaciones industriales, y se le denomina” hielo seco”. Pero, en términos generales se puede señalar que la composición del gas natural esta dominada por hidrocarburos de la serie parafínica. Composición Real de un Yacimiento: La composición real de una determinada mezcla de gas natural se obtiene y aprecia por medio del análisis cualitativos y cuantitativos. Estos análisis enumeran los componentes presentes y el porcentaje de cada componente en la composición total Además de los hidrocarburos presentes, por análisis se detecta la presencia de otras sustancias que merecen atención, debido a que pueden ocasionar trastornos en las operaciones de manejo, tratamiento y procesamiento industrial del gas natural El gas natural, tiene también una serie de contaminantes. Que pueden tener una alta incidencia en el tratamiento del gas. En vista que si estas impurezas están en cantidades altas, provocan que el gas tenga que ser tratado en procesos especiales a adecuados, con el principal objetivo de disminuir la concentración de las sustancias contaminantes, y que el gas se encuentre dentro de la Norma, los contaminantes del gas natural son: Impurezas del Gas Natural Las principales impurezas son: a.- Sulfuro de Hidrógeno (H2S) c.- Dióxido de Carbono (C02) e.- Disulfuro de Carbono (CS2) g.- Nitrógeno (N2) i.- Oxígeno (02)

b.- Monóxido de Carbono (C0) d.- Sulfuro de Carbonilo (C0S) f.- Mercaptanos (RSH) h.- Agua (H20) j.- Mercurio (Hg)

En forma global los yacimientos se pueden clasificar sobre la base de la mezcla de hidrocarburos que contienen, mezcla que fácilmente se puede obtener a través de los análisis cromatográficos, y una vez obtenida la composición de la mezcla, se puede realizar la clasificación de los yacimientos, prácticamente con una alta precisión y exactitud. En relación a ello, existen Yacimientos de Gas, los cuales a su vez se clasifican en (Gas Seco o Gas Pobre, Gas Húmedo o Gas Rico y Gas Condensado). Los términos gas pobre y gas rico se utilizan para indicar la cantidad de hidrocarburos líquidos que pueden producir. Luego se supone que un gas pobre, produce muy poco o nada de hidrocarburos líquidos, mientras que los yacimientos de gas rico producen mayores cantidades de hidrocarburos líquidos, y por lo tanto pueden ser explotados, para producir líquidos. También se tiene. Yacimientos de Petróleo, estos su vez se clasifican en Petróleo de Alta Volatilidad que son Cuasicrítico, y Petróleo de Baja Volatilidad, que son (Petróleo Negro). Este grupo sé subclasifica en (Livianos; Medianos, Pesados y Extrapesado).La Composición Típica de la mezcla proveniente de los Yacimientos de Hidrocarburos se muestra en el cuadro 2: 13

14

Cuadro 2: Composición Típica de Hidrocarburos Componente C1 C2 C3 nC4-iC4 nC5-iC5 C6 C7+ MC7+

Gas Seco 96,00 2,00 1,00 0,50 0,50 --------------------

Gas Húm 90,00 3,00 2,00 2,00 1,00 0,50 1,50 115

Gas Cond 75,00 7,00 4,50 3,00 2,00 2,50 6,00 125

Petróleo Vol 60,00 8,00 4,00 4,00 3,00 4,00 17,00 180

Petróleo N 48,83 2,75 1,93 1,60 1,15 1,59 42,15 225

Clasificación del Gas Natural En función de la Composición; Siendo la composición del gas natural un parámetro de gran importancia, se utiliza para la clasificación del mismo y quedan: a.- Gas Ácido. Este en un gas .cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor que 0,25 granos por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora(> de 0,25 granos/100 PCNH). En este caso las condiciones normales están en el Sistema Británico de Unidades La cantidad señala equivale a cuatro partes por millón, en base al volumen (4 ppm,V de H 2S. En el Sistema Británico de Unidades este significa, que hay 4 lbmol de H 2S/1x106 lbmol de mezcla. La GPSA, define a un gas ácido como aquel que posee más de 1,0 grano/100 PCN o 16 ppm,V de Sulfuro de Hidrógeno (H2S). Si el gas esta destinado para ser utilizado como combustible para rehervidores, calentadores de fuego directo o para motores de compresores puede aceptarse hasta 10 granos de H2S/100 PCN. La norma 2.184 válida para tuberías de gas, define a un gas ácido como aquel que contiene más de 1 grano de H 2S/100 PCN de gas, lo cual equivale a 16 ppm,V de (H2S). Otros Gases de Reacción Ácida: Existen también otros gases de naturaleza ácida, como son por ejemplo: 1.- El Sulfuro de Carbonilo (C0S). Este es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico, que se descompone en (H2S +C02) 2.- Los Mercaptanos, los cuales se pueden representar a través de la siguiente fórmula (RSH), son compuestos inestables y de alto grado de corrosión, en muchos casos reaccionan con algunos solventes, descomponiéndolos 3.- Disulfuro de Carbono (CS2). Este componente sin tomar en cuenta que participa en las reacciones de corrosión es también altamente tóxico para los. seres humanos, como es también altamente nocivo para el medio ambiente, por lo que hay extremar las precauciones cuando se trabaja con este componente, ya que puede causar graves problemas de salud, y/o ambiental.

14

15

En términos generales, se considera que un gas es apto para ser transportado por tuberías, cuando contiene 4 ppm,V¿ de, H2S; de 3% de C02.y 6 a 7 lb de agua por millones de pies cúbicos normales de gas (MM de PCN de gas). b.- Gas Dulce Este es un gas que contiene cantidades de Sulfuro de Hidrógeno (H2S), menores a cuatro (4) partes por millón en base a volumen (4 ppm, V) y menos de 3% en base molar de Dióxido de Carbono (C02). c.- Gas pobre o Gas seco.Este es un gas natural del cual se han separado el GLP (gases licuados del petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, esta constituido fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a los yacimientos, o se usa en la generación de hidrógeno (H 2). La composición fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su composición se puede utilizar directamente como Combustible, para lo cual es necesario mantener una presión de yacimiento, parámetro que varíen de acuerdo a la localización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie, y la producción de líquidos solo se alcanza a temperaturas criogénicas. d.- Gas Rico o Gas Húmedo. Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de hasta 3 GPM (galones por mil pies cúbicos normales de gas) No existe ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. En los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de componentes intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de hidrocarburos líquido del orden de 10 a 20 BN / MM PCN. Este parámetro llamado riqueza líquida es de gran importancia, para la comercialización del gas natural, ya que los líquidos producidos son de poder de comercialización e.- Gas condensado: Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El contenido de metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados (C7+) alcanza valores mayores a 12,5% (< 12,5%). La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, proceso que en la mayoría de los casos puede representar algún problema en la comercialización de estos yacimientos. En vista que los primeros hidrocarburos que se quedan, son los más pesados. Lo que significa que el fluido que alcanza la superficie lo hace sin, una gran cantidad de los elementos pesados. Además, por el hecho que los hidrocarburos pesados se acumulen en la formación obstaculizan el libre desplazamiento del fluido, en su viaje hacia la superficie. En su camino al tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura penetrando rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie con características bien específicas, las cuales permiten en tratamiento del fluido. Existir lugares en la República Bolivariana de Venezuela, como es el Caso de Anaco, donde existen una gran cantidad de estos yacimientos. 15

16

f.- Gas asociado. Este es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto con el petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del 90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se considera que en los yacimientos se forman capas de gas. g.- Gas no asociado Este es un gas que solo esta unido con agua en yacimientos de gas seco. En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual no es superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquido por millón de pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). El gas esta compuesto principalmente por metano (C1), compuesto que alcanza una concentración porcentual mayor a 90%, con pequeñas cantidades de pentanos y compuestos más pesados (C5+ 1%. La obtención de líquidos del gas producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas. h.- Gas Hidratado: Este es un gas que tiene más de siete libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas ( 7lbdeAgua / MMPCN , lo que indica que el gas deberá de ser sometido al proceso de deshidratación, para poder comercializarlo. i.- Gas Anhidro: Este es un gas que no tiene menos cantidad de vapor de agua, que la clasificación de gas hidratado. Utilidad del Gas Natural: El gas natural sirve como combustible para usos doméstico, industriales y para la generación de energía termoeléctrica. En el área industrial es la materia prima para el sector de la petroquímica. A partir del gas natural se obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es la materia prima de los plásticos. En términos generales se puede asegurar que la utilidad del gas natural es múltiple, aunque una de las primeras aplicaciones fue la producción de vapor sustituyendo o complementando en instalaciones mixtas, la acción de los combustibles sólidos o líquidos. La principal utilidad industrial del gas natural se puede resumir en: a.- Fabricación de Cerámicas. Aquí la utilización del gas natural se sustenta, en que el gas natura tiene un menor contenido de contaminantes. Además el poder calorífico de los combustibles gaseosos, hace que sea posible efectuar el calentamiento directo al producto, lo que permite obtener un grado de combustión elevado y construir hornos más pequeños, para llevar a cabo el proceso. b.- Industria del Vidrio: Las operaciones térmicas de la industria del vidrio se clasifican en dos grupos de naturaleza esencialmente distinta, uno de ellos es la utilización del .gas natural, utilización que se realiza fundamentalmente en la creación de energía térmica, lo que le confiere una gran utilidad al gas natural, ya que esta utilizando una energía limpia y de alto poder calorífico, que fácilmente se puede demostrar su bajo impacto ambiental.

16

17

c.- Industria Textil: Se utiliza al gas natural para el acabado de las fibras, este proceso requiere mantener una presión constante del gas natural. d.- Industria Química. Se considera que una de las materias primas básicas para La síntesis química industrial más importante es el gas natural e.- Industria del Cemento: Se consume una considerable cantidad de energía térmica en el proceso de producción del cemento, la cual puede ser satisfecha por el gas natural En todos los sectores del mercado energético y en casi todos los usos finales, el gas natural compite con otros combustibles y formas de energía. En la actualidad, el gas natural representa el 20% de la demanda de energía primaria de la Unión Europea siendo estos porcentajes del 19% en el caso del carbón y del 45% del petróleo. Las reservas probadas de gas natural son abundantes y han crecido acompasadamente en las últimas décadas. A pesar de haberse más que doblado el consumo de gas natural, sus reservas probadas han crecido considerablemente más rápido que su consumo, ya que se efectúan nuevos hallazgos continuamente y se elevan las reservas de los yacimientos existentes por las mejoras en las técnicas de producción. Las reservas totales probadas de gas natural en el mundo cubrirían la demanda de más de 60 años a los niveles actuales de consumo. Los expertos estiman que las reservas totales de gas natural son varias veces mayores que las probadas, lo que prolonga el tiempo de vida previsto para sus reservas y asegura que el gas natural puede actuar como una energía puente hacia otro sistema energético en un futuro lejano. Se puede asegurar que el gas natural tiene una serie de ventajas sobre otros combustibles, debido fundamentalmente a su seguridad y baja contaminación ambiental, en vista que el gas natural tiene un rango de inflamabilidad muy limitado, en concentraciones en el aire por debajo del 4 por ciento y por arriba de aproximadamente el 14 % no se encenderá el gas natural. Además la temperatura de ignición es alta y el rango de inflamabilidad limitado reduce la posibilidad de un incendio o explosión accidental Debido a que el gas natural no tiene un olor propio, se agregan odorantes químicos, en este caso (Mercaptanos) para que pueda detectarse en caso de fuga. Algunas tuberías, sobre todo las que no tengan cierta flexibilidad, podrían fracturarse, sin embargo, cerrando las válvulas y el suministro de gas, pueden iniciarse las labores de reparación y rescate casi inmediatamente debido a que, al ser más ligero que el aire se disipa rápidamente en la atmósfera. Considerando las propiedades físico-químicas del gas natural, las ventajas más importantes en cuanto a su uso son las siguientes: a.- Es un combustible relativamente barato; b.- presenta una combustión completa y limpia, la cual prácticamente no emite bióxido de azufre; 17

18

c.- tiene una alta seguridad en la operación, debido a que en caso de fugas, al ser más ligero que el aire, se disipa rápidamente en la atmósfera. Para, ello solo es necesario una buena ventilación, y d.- promueve una mayor eficiencia térmica en plantas de ciclo combinado para la generación de electricidad La combustión del gas natural prácticamente no genera emisiones de Bióxido de Azufre S 0 2 , el cual causa la lluvia ácida o partículas que son carcinogénicas de la misma forma, el gas natural emite cantidades muchos menores de Monóxido de Carbono, hidrocarburos reactivos, óxidos de nitrógeno y Bióxido de Carbono, que otros combustibles fósiles. Una manera en la que el gas natural puede contribuir significativamente al mejoramiento de la calidad del aire es en el transporte. Por ejemplo, los vehículos que funcionan con gas natural pueden reducir las emisiones de monóxido de carbono e hidrocarburos reactivos hasta en un 90 por ciento, en comparación con los vehículos que utilizan gasolina. Otra manera de mejorar el medio ambiente es usar más gas natural para la generación de electricidad reemplazando al carbón o petróleo. Producto, que por lo general son de alto riesgo del punto de vista ambiental. Nuevas Tecnologías de Gas Natural Estas nuevas tecnologías del gas natural permitirán un uso adecuado de este noble fluido, en vista que como sistemas de ciclo combinado de alta eficiencia, aumentan el rendimiento de la energía y simultáneamente reducen la contaminación ambiental, además de su alto contenido calorífico, hacen del gas natural, una forma de energía limpia, y su utilidad puede ser múltiple, esto tiene una gran importancia, para el proceso de Gestión Ambiental. La conveniencia del transporte por medio de gasoductos es su economía y seguridad. Para poder transportarlo por medio de cilindros estos tendrían que tener especificaciones especiales y diferentes a los cilindros que transportan el gas Licuado de Petróleo (GLP), lo que implicaría costos de infraestructura, para poder envasarlos tendría que licuarse lo que alteraría su rango de seguridad, en cuanto a su distribución esta seria por medio de camiones lo que implicaría emisión de contaminantes más el deterioro de las calles y avenidas. Si esto sucede, el gobierno necesariamente deberá gastar una gran cantidad de dinero, en la recuperación de esos fluidos. En la mayor parte de los casos, en que se utiliza al gas natural, como materia prima, tiene como objetivo de reducir la emisión de contaminantes de los diferentes usos energéticos y procesos van de la mano con el ahorro de energía La promoción del uso racional de la energía y la reducción de la contaminación son considerados de máxima prioridad por las compañías de gas natural. Los ahorros de energía que se obtienen por aplicación de técnicas que utilizan preferentemente el gas natural dan lugar a menor consumo y por consiguiente menor contaminación. La tecnología de la combustión del gas natural ofrece numerosas ventajas medioambientales en todas sus aplicaciones, es por ello que tiene asegurada su utilización.

18

19

El uso de turbinas de gas para mejorar centrales existentes y en nuevas centrales de ciclo combinado permite alcanzar ahorros de energía de entre el 15 y el 40%. La investigación y desarrollo de nuevas tecnologías está abriendo continuamente nuevas fronteras con rendimientos todavía mayores y por consiguiente menos contaminación. Las ventajas de utilizar al gas natural, en estos casos han coincidido con la creciente preocupación sobre el daño ocasionado por la lluvia ácida causada por las emisiones de (SO2 y NOx) y por el papel de las emisiones de CO2 provocadas por el hombre sobre el creciente efecto invernadero. Proceso de alto riesgo para el medio ambiente. Las pilas de combustible a gas natural constituyen una alternativa prometedora a la generación de energía mecánica basada en la combustión. Las pilas de combustible generan energía eléctrica y calor a partir de gas natural mediante un proceso electroquímico. Se están dedicando recursos de investigación en todo el mundo para el desarrollo de pilas de combustible. Las pilas de combustible que trabajan con gas natural aportan rendimientos más elevados en generación de energía eléctrica y emisiones muy inferiores a las que se dan en los sistemas convencionales de generación de energía eléctrica. Subproductos del Gas Natural. Los principales subproductos son: a.- Gas Natural Licuado (GNL) El gas natural que se obtiene principalmente en los separadores y en el proceso de extracción de los líquidos del gas natural, esta constituido principalmente por Metano, con proporciones variables de otros hidrocarburos y de contaminantes diversos El (GNL) es un gas residual formado principalmente por Metano (C1) líquido. El proceso se logra a una temperatura de (–260F). Bajo estas condiciones el Metano ocupa un volumen 600 veces menor que el que ocuparía en estado gaseoso, lo cual permite su transporte en barcos especialmente acondicionados denominados “metaneros”: Dado lo variable de la magnitud de las inversiones requeridas en el campo del (LGN) y de las diferentes tecnologías de producción de subproducto. La gama de oportunidades para la producción de Gas Natural Licuado (GNL) es amplia y ofrece indudables atractivos económicos y tecnológicos. b.- Líquidos del Gas Natural (LGN) Estos compuestos son hidrocarburos con enlace simple de carbono, los cuales bien sea por la alta presión o baja temperatura, pueden ser mantenidos en estado líquido. Esta característica permite que sean almacenados y transportados de manera fácil y eficiente. Asimismo su capacidad como fuente de energía o de insumo como materia prima para la obtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos del Gas Natural (LGN) tengan una alta cotización del mercado nacional e internacional. Se consideran que en los (LGN), se encuentran presentes los compuestas Etano: (C2), Propano (C3) y Butanos (C4), los cuales son gas en condiciones atmosféricas. También se encuentran presente el Pentano (C 5), Gasolina Natural, Residual y el Pentano y compuestos más pesados (C 5+), el cual es un líquido en condiciones atmosféricas, por lo que permite su transporte en forma líquida, y ser utilizado en su forma gaseosa, uno de los productos es: 19

20

La Gasolina Natural (GN). Este es un producto de bajo peso específico, separado del gas húmedo en forma de vapor; condensado. La gasolina natural se obtiene por absorción con carbón vegetal, compresión y absorción en un aceite mineral se puede llegar a recuperar 700 litros de gasolina natural, por cada 1000 metros cúbicos de gas natural procesados (700 L/1000 m3). La GN es en general un compuesto constituido por una mezcla de hidrocarburos de composición desde el Pentano (C5) hasta el Heptanos y compuestos más pesados (C 7+), estos permanecen en estado líquido a presión y temperatura atmosférica. En general se puede señalar que la gasolina natural es una mezcla de hidrocarburos líquidos conformada por compuesto que contienen entre cinco y nueve carbonos, se produce a través de varios procesos de destilación fraccionada del petróleo, la condensación o la adsorción de gas natural, la descomposición térmica o catalítica del petróleo o sus fracciones, la hidrogenación del gasógeno o carbón, o a través de la polimerización de hidrocarburos de bajo peso molecular. Cuando la gasolina se produce a través de la destilación directa del crudo petrolero, se habla de gasolina de destilación, la cual se destila normalmente de forma continua en una torre de fraccionamiento que separa las partes del petróleo que se mezclan para obtener gasolina. Los compuestos de petróleo que se utilizan para producir gasolina hierven y destilan en una gama de temperatura que oscila entre los 38 y los 250 C, rango de temperatura que dependerá del tipo de crudo que se este utilizando, según sea, desde luego el tipo de crudo, será también la cantidad de gasolina producida, durante el proceso. La gasolina de destilación constituye en la actualidad, solo una pequeña parte de los derivados del petróleo, dado que se obtiene mejores resultados, con la utilización de otros productos, como por ejemplo existen gases naturales, que contienen un porcentaje de gasolina natural, que puede recuperarse mediante la condensación y adsorción, en este caso para la obtención de la gasolina es a través de la extracción, para ello se hace pasar el gas a través de una serie de torres que contienen un aceite. El aceite absorbe la gasolina, que se destila posteriormente, en algunos casos se utiliza también la adsorción con alúmina activada. Al inicio la obtención de gasolina de calidad era cuestión de suerte. La naturaleza proporcionaba los ingredientes necesarios, los cuales casi siempre eran parafinas conformados por hidrocarburos lineales y cíclicos), pero diluidos con otros componentes contenidos en el petróleo crudo. En la actualidad la gasolina es un producto hecho por el hombre, o sea que es sintética. Las principales razones son: 1.- Los crudos tienen un máximo de 25 a 30% de gasolina natural y los índices de octanos alcanzan valores de entre 40 y 60, por lo tanto demasiados bajos para ser utilizados en los motores de combustión interna modernos, desde luego esto es una causal de la estructura molecular de los hidrocarburos que la conforman, que la hacen tener ese comportamiento. 2.-La cantidad de gasolina natural contenida en los crudos es insuficiente, para satisfacer la gran demanda provocada por los cientos de millones de vehículos, que circulan diariamente por las carreteras y calles del mundo 20

21

Estas razones crearon el reto para los científicos, que era ¿Cómo remodelar las moléculas para producir más y mejores gasolinas? Pero había algo importante, a medida que se hacían mejores gasolinas, simultáneamente los diseñadores de automóviles aumentaban la compresión de los motores elevando así su potencia, por lo que era necesario producir una gasolina con un alto octanaje. Lo que la gasolina natural proveniente de la destilación primaria no llena las especificaciones de octanaje requeridas para la combustión interna de los motores de automóviles. Entonces la pregunta es ¿Que hacer para aumentar el índice de octano en la gasolina? Si se sabe que la fracción que contiene de cinco a nueve átomos de carbono en el petróleo crudo es insuficiente para satisfacer las demandas de gasolina Determinación del Octanaje de la Gasolina La pregunta que se hace es ¿Qué significa el octanaje en una gasolina? La respuesta a esta pregunta se remonta ha más de 50 años atrás, cuando se descubrió que, de todos los compuestos que forman la gasolina, como el Heptano Normal nC 7 es el que provoca la peor detonación. Por lo tanto se le asignó un valor de cero en la escala correspondiente. Luego se determinó que el compuesto que detonaba menos era de ocho átomos de carbono, formando una cadena ramificada llamada Isooctano iC8 , a este compuesto se le dio un valor de 100, y así nacieron los índices de octano u octanajes de las gasolinas. La determinación de los octanajes en forma práctica de las gasolinas, se realizan con unos aparatos especiales para medir las detonaciones que provocan, las gasolinas utilizadas como combustible El resultado se compara con mezclas de Heptano e Isooctano hasta encontrar aquella mezcla que produzca un efecto semejante. Por ejemplo si una gasolina tiene características detonantes parecidas a las de una mezcla conformada por un 90% de Isooctano y 10% de Heptano normal, entonces se le asigna a esa mezcla un índice de octano de 90. Se sabe que la gasolina natural proveniente de la destilación primaria no llena las especificaciones de octanaje requeridas por los automóviles? ¿Cómo se consigue aumentar el índice de octano en la gasolina? Procesos Para el Mejoramiento de la Gasolina. La gran cantidad de crudos petroleros, que se obtienen en los yacimientos y del cual por destilación fraccionada se obtiene la gasolina, sus componentes tienen entre cinco (5) y nueve (9) átomos de Carbono (C). Es posible que hayan en el crudo compuestos que tengan compuestos que contengan, este mismo rango de elementos de carbono, pero sus pero sus moléculas están en forma lineal en vez de ramificada. Entonces, ¿cómo hacer más y mejor gasolina del resto de los hidrocarburos que el crudo? El sentido común indica que si hay moléculas con más átomos de carbono de los que se necesita, hay que romper las cadenas que unen los átomos de carbono para obtener moléculas con menos átomos de carbono, cuyo número de carbono sea de cinco a nueve. Pero si las moléculas tienen menos átomos de carbono de los que lo requerido, entonces es necesario unir dos, tres o más de ellas entre sí, para agrandarlas hasta conseguir el tamaño deseado. Para lograr

21

22

esto, los científicos e ingenieros debieron de trabajar conjuntamente para desarrollar las tecnologías requeridas, lo cual por lo general se hace en las refinerías. Para dar respuesta de cómo hacer más y mejor gasolina, los métodos de mayor utilidad son los procesos de Desintegración Térmica y Desintegración Catalítica La primera de estas técnicas utiliza básicamente temperatura y presión alta para romper las moléculas. Los hidrocarburos que produce se caracterizan por tener dobles enlaces Carbono-Carbono en sus moléculas, a las cuales se les llama olefinas y son muy reactivas. Cuando tienen de cinco a nueve átomos de carbono y se incorporan a las gasolinas ayudan a subir el índice de octano, pero las olefinas, tienen el inconveniente de ser muy reactivas; al polimerizarse, forman gomas que perjudican los motores. Por lo tanto en las mezclas de gasolinas en donde se usan fracciones con alto contenido de olefinas es necesario agregar aditivos que inhiban la formación de gomas Los procesos de desintegración térmica se usan principalmente para hacer olefinas ligeras. Es decir, como por ejemplo de dos, tres y cuatro carbonos. Cuando en la molécula existe un solo un solo doble enlace entre carbono- carbono, y la molécula esta conformada por cuatro carbonos se da origen al Butadieno. Las fracciones del petróleo que sirven de materia prima pueden ser desde gasolinas pesadas hasta gasóleos pesados. En estos casos siempre se obtienen también las llamadas gasolinas de desintegración. Los procesos de desintegración catalítica, también usan temperaturas y presión para romper las moléculas, pero son menores que en el caso anterior, ya que aquí entran en función los catalizadores. Los catalizadores, también actúan como "directores" haciendo que las moléculas se rompan de cierta manera; los pedazos se unen y forman un determinado tipo de hidrocarburos. Por, ejemplo, a través de este técnica se permite que el Hexadecano C16 H 34 puede romperse para formar un par de moléculas con 8 átomos de carbono cada una C8 H 18 C8 H 16 Es decir Octano + Octeno) El Octeno es un hidrocarburo 0lefínico, es decir, que tiene dos átomos de hidrógeno menos que el octano, que es un hidrocarburo parafínico, por el hecho de tener menos hidrógeno tiene diferentes propiedades físicas y químicas. Los procesos de desintegración catalítica para obtener las gasolinas de alto octano usan como carga los gasóleos, o sea la fracción que contienen de 14 a 20 átomos de carbono en sus moléculas. Las gasolinas obtenidas por desintegración catalítica, y en particular las fracciones ligeras, contienen hidrocarburos altamente ramificados, tanto parafínicos como olefínicos Estas ramificaciones en las moléculas contenidas en la fracción de la gasolina le imparten un alto índice de octano Además de la gasolina también se produce bastante gas, como el isobutano (cuatro átomos de carbono ramificados), y una elevada cantidad de etileno, propileno y butenos. Otros combustibles que se forman son el diesel, la Querosina y otros productos más pesados, que también son de utilidad para la industria y sus derivados.

22

23

Las olefinas gaseosas antes mencionadas forman la materia prima para hacer más gasolina. Como tienen dos, tres y cuatro átomos de carbono, está claro que para obtener productos de cinco a nueve carbonos será necesario unir las moléculas. En las refinerías existen dos tipos de procesos para llevar a cabo este tipo de reacciones. Uno es la polimerización. Este proceso también usa catalizadores para la obtención de gasolina. Al combustible que resulta se le llama gasolina polimerizada. El otro proceso de síntesis que usa los gases de las desintegradoras es el llamado proceso de alquilación. Es una reacción química de una olefina con una parafina ramificada, en presencia de un catalizador. El producto resultante tendrá también ramificaciones; es decir, los carbonos no estarán en una sola línea. En este proceso se hacen reaccionar las olefinas como el etileno, el propileno y los butenos, con el isobutano, que es un hidrocarburo parafínico ramificado con cuatro carbonos en su molécula. Al producto obtenido en el proceso anterior se le llama gasolina alquilada. Su alto índice de octano se debe principalmente a las múltiples ramificaciones de los hidrocarburos que lo forman. Por lo general esta gasolina también se usa para hacer gasavión, que es el combustible que emplean las avionetas que tienen motores de pistón. Procesos Para Mejorar la Gasolina Natural. Esta está compuesta por el número adecuado de carbonos, pero la forma en que están colocados dentro de la molécula no le confiere un buen octanaje. Para mejorar la calidad de esta gasolina existen dos tipos de procesos en las refinerías, que son la isomerización y la reformación. Ambos requieren catalizadores. En el primer caso los hidrocarburos lineales de los que está compuesta la gasolina natural se ramifican, lo que permite que se incremente su octanaje. Así sucede, por ejemplo, con el Heptano Normal, que tiene siete átomos de carbono formando una cadena lineal, y su índice de octano es de cero. Pero si se isomera, se hace altamente ramificado y se obtiene el Isoheptano, que tiene 110 de octano El segundo proceso o sea la reformación, no sólo favorece la ramificación de los hidrocarburos como en el caso anterior, sino que también les permite ciclizarse, formando anillos de seis átomos de carbono, y después perder átomos de hidrógeno dando los hidrocarburos cíclicos llamados aromáticos. Estos hidrocarburos aromáticos le imparten un alto índice de octano a la gasolina reformada Gasolina Comercial: La gasolina que se compra en las gasolineras se hace mezclando gasolina natural con diferentes porcentajes de gasolina proveniente de los procesos de polimerización, alquilación, isomerización, reformación y desintegración. A estas mezclas se les determina su octanaje, y se les agrega una serie de aditivos antes de venderlas al público. En la actualidad se pueden hacer mezclas de gasolinas con índices de octano de hasta de 110. Esto se logra agregando a la mezcla de gasolina un compuesto llamado antidetonantes. El compuesto de este tipo más común es el Tetraetilo de Plomo (TEP), el cual impide que la gasolina "explote" dentro de los cilindros del motor con demasiada rapidez. 23

24

Además permite usar en las mezclas mayor cantidad de gasolina de menor calidad, como es la gasolina natural (40-60 octanos), y alcanzar de todos modos los octanajes requeridos por las gasolinas comerciales. La cantidad óptima de (TEP) que se usa en las mezclas de gasolinas es de tres mililitros por cada galón .EL (TEP) sube más el octanaje de las mezclas cuando éstas contienen mayor cantidad de hidrocarburos ramificados, por ejemplo las gasolinas de la isomerizadora y los de la alquiladora. Sin embargo, cuando las mezclas tienen un alto contenido de olefinas, como las de la polimerizadora, o tienen demasiados compuestos de azufre, la susceptibilidad al (TEP) disminuye. Las gasolinas con plomo, como se les llama a aquellas que contienen (TEP), resultan más baratas que las que no lo llevan. Esto se debe a que el contenido de gasolina natural es mayor en este caso. Además, tres mililitros por galón de TEP consiguen en algunos casos elevar el octanaje de las gasolinas hasta en 20 octanos. Por ejemplo si una mezcla de gasolina con un índice de octano de 60, al agregarle el (TEP) puede llegar a tener un octanaje de 80. Si la mezcla original tenía 90 de octano, con el aditivo puede subir hasta 110. El principal problema que se presenta con el uso del (TEP) como antidetonante estriba en el hecho de que el plomo se elimina con los gases de combustión que salen de los automóviles, causando un problema grave de contaminación ambiental debido a su toxicidad. Según el país, se dispone por lo general de dos o tres tipos diferentes de gasolina comercial para cubrir las distintas especificaciones de los vehículos. La calidad de la gasolina se determina a través de la presión de vapor Reid. Presión de Vapor Reid: Es una medida de la tendencia de los componentes más volátiles a evaporarse. El valor máximo consta de 80 Kpa y evita la formación de bolsas de vapor en el sistema que transporta el combustible impidiendo su flujo normal. Tapón de Vapor: Es la tendencia que tiene una gasolina de aviación para evaporarse en exceso en las tuberías del sistema de combustible. La formación de burbujas de gas en la gasolina dificultad o hace imposible el funcionamiento normal del motor. Las burbujas ocupan en el sistema de carburación mayor volumen que en estado líquido disminuyendo la cantidad de combustible que pasa al cilindro. La tendencia de un combustible a formar tapones de vapor se relaciona mediante el la Presión de Vapor Reid (PVR). En aviación no solo se controla el valor máximo de vapor reid, sino, también en mínimo. El valor mínimo es 0,38 kg/cm2) a una presión de 5,5 lpca, y se controla para facilitar la puesta en marcha del motor y un periodo de calentamiento corto. Pero más importante aún es el hecho de asegurar que la presión de vapor mínima sea superior a la que pueda existir un vuelo en los depósitos y las tuberías del avión. En el momento en que la presión en los depósitos sea inferior a la (PVR) la gasolina empieza a evaporarse, con el riesgo de obstaculizar las canalizaciones del sistema de combustible. Una situación de este tipo produce al aumentar la 24

25

altura de vuelo, por el descenso de la presión atmosférica. Si el techo de servicio del avión es alto es necesario presurizar los depósitos de combustible. El valor máximo de la (PVR) para la gasolina de aviación es 0,5 kg/cm2, que equivale a 7 lpca, para controlar el exceso de volatilidad en las tuberías de combustible. Conviene tener en cuenta lo siguiente: Aunque la gasolina para aviación se suministra con un valor de PVR mínima en torno a 0,4 kg/cm2, es cierto que la presión de vapor real puede ser menor cuando se transfiere a los depósitos del avión. Basta, para ello que las cisternas que contienen la gasolina hayan estado expuestas al sol, en verano, o que el avión haya permanecido estacionado durante bastante tiempo, con los depósitos vacíos La PVR de la gasolina disminuye cuando el avión con los depósitos llenos, se expone al sol por algún tiempo. Un exceso muy rápido puede vaporizar una gran cantidad de combustible en los depósitos. La Volatilidad: Es la tendencia que tiene una sustancia para vaporizarse. Puesta que la gasolina es una mezcla de distintas fracciones de hidrocarburos, no se puede hablar de un valor único de volatilidad, sino de porcentajes de gasolina que Se evapora a temperaturas distintas, en términos generales se puede señalar que la volatilidad es la propiedad más importantes de las gasolinas de aviación, es por ello que la puesta en marcha del motor y aceleración dependen de la volatilidad de la gasolina. Los ensayos permiten relacionar el comportamiento del motor con la temperatura de evaporación de la gasolina. Las relaciones más importantes se establecen a través de las curvas de destilación del combustible, la cual señala el porcentaje de combustible que se evapora a temperaturas determinadas. En este sentido son importantes tres valores numéricos. La volatilidad de la gasolina se determina en forma gráfica, donde se tiene los siguientes puntos: Punto 10%. Se llama así a la zona de la curva de destilación situada entre 0 y el 10%. El porcentaje de gasolina que se evapora a temperatura ambiente es este tramo determina las características de puesta en marcha del motor. Para que el motor tenga fácil arranque y buen proceso inicial de calentamiento s necesario que exista una cantidad suficiente de gasolina vaporizada a temperaturas relativamente bajas. Deben haber pues componentes en la gasolina que pasen a la forma de vapor a temperatura ambiente Punto 50%: Este punto intermedio relaciona la característica de aceleración del motor a la temperatura normal de trabajo. La buena aceleración del motor precisa suficiente cantidad de gasolina en forma de vapor, pero además es necesario también que la distribución de la misma en el cilindro sea lo más uniforme posible. Esta circunstancia es muy difícil de lograr si la masa principal de la gasolina se evapora tardíamente. La razón es que habría núcleos de combustible en estado líquido, de gran inercia y desigual distribución en la cámara. Punto 90%. Este punto viene a determinar que la totalidad de la gasolina ha pasado a la fase gaseosa en el cilindro, a una temperatura moderada. 25

26

Las Curvas de Destilación se relacionan con la composición de la gasolina, su volatilidad y su presión de vapor. La curva indica la temperatura a la cual se evapora un porcentaje determinado de gasolina, tomando una muestra de referencia. Presión de Vapor: Esta es la presión a la cual un líquido hierve. Además para poder entender muchos fenómenos que suceden en la vida diaria hay que conocer lo que es la presión de vapor. Todos los líquidos están constituidos por moléculas, las cuales están en constante movimiento al azar en todas las direcciones. Este movimiento errático, provoca choques entre las moléculas, len estos choques intercambian energía. Este constante choque e intercambio de energía, hace que algunas moléculas puedan alcanzar velocidades, que si están cerca de la superficie puedan saltar del líquido al espacio cerrado exterior como gases. A este proceso se le llama evaporación, de tal forma que a medida que hayan más moléculas que pasen al estado gaseoso, la presión dentro del espacio cerrado sobre el líquido aumente, este aumento no es definido, y hay un valor de presión para el cual por cada moléculas que lo logra escapar del líquido necesariamente regresa una de las moléculas de las gaseosas, por lo que se establece un equilibrio y la presión no sigue subiendo. Esta presión se conoce como Presión de Vapor Saturado, la cual de pende de dos factores: Naturaleza del líquido y la temperatura Influencia de la Naturaleza del Líquido El valor de la presión de vapor saturado de un líquido, da una idea clara de su volatilidad, los líquidos mas volátiles tienen una presión de vapor saturado mas alta, por lo que este tipo de líquidos, confinados en un recipiente cerrado, mantendrán a la misma temperatura, un presión mayor que otros menos volátiles. Eso explica porqué, a temperatura ambiente en verano, cuando se destapa un recipiente con gasolina, se nota que hay una presión considerable en el interior, mientras que si el líquido es por ejemplo; agua, cuya presión de vapor saturado es más baja, apenas lo notamos cuando se destapa el recipiente. Influencia de la Temperatura: La presión de vapor de saturación crece con el aumento de la temperatura, de esta forma si se coloca un líquido poco volátil como el agua en un recipiente y se calienta, se obtendrá el mismo efecto del punto anterior, es decir una presión notable al destaparlo. La relación entre la temperatura y la presión de vapor saturado de las sustancias, no es una línea recta, en otras palabras, si se duplica la temperatura, no necesariamente se duplicará la presión, pero si se cumplirá siempre, que para cada valor de temperatura, habrá un valor fijo de presión de vapor saturado para cada líquido. La explicación de este fenómeno puede se basa en el aumento de energía de la moléculas al calentarse. Cuando un líquido se calienta, estamos suministrándole energía. Esta energía se traduce en aumento de velocidad de las moléculas que lo componen, lo que a su vez significa, que los choques entre ellas serán más frecuentes y violentos, luego la cantidad de moléculas que alcanzan velocidad para pasar a la fase gaseosa será mucho mayor, y será mayor con la presión. 26

27

El efecto de la presión de vapor permite también explicar el punto de ebullición, ya que si para cada valor de temperatura se establece un equilibrio líquido – vapor entre las moléculas que abandonan el líquido desde su superficie como gases y Regresan a el para dar un valor de presión, se cumple de igual modo aunque la naturaleza del gas que esta estableciendo la presión sea otro diferente a los vapores del propio líquido. Si se supone que se tiene un líquido confinado aun recipiente abierto, en este caso sobre el líquido actúa el aire a la presión de la atmósfera , si esta presión es mayor que la presión de vapor saturado del líquido a esa temperatura, la evaporación será muy lenta, y se deberá básicamente, a que siempre en el incesante choque entre las moléculas, de alguna manera esporádica, alcanzará la energía suficiente para pasar al estado gaseoso con la posibilidad de abandonar el recipiente, especialmente si hay alguna corriente de gases que la arrastre. Si se comienza a incrementar la temperatura del sistema, cada vez será mayor la cantidad de moléculas que lo abandonan y se irá incrementando gradualmente la evaporación. Cuando se alcance una temperatura tal, para la cual, el valor de la presión de vapor saturado del líquido en cuestión, se igual al valor de la presión atmosférica, la evaporación se producirá en toda la masa del líquido, se dice entonces que el líquido entra en ebullición (hierve). El valor de la temperatura para la cual la presión de vapor saturado de un líquido cualquiera alcanza la presión a que esta sometido, se puede deducir fácilmente que el punto de ebullición de un líquido dependerá de la presión a que este sometido y será más baja, para bajas presiones y más alto para el caso contrario. Este fenómeno se aprovecha en forma práctica para muchas aplicaciones., tales como la olla a presión, grandes calderas de vapor, máquinas refrigeradoras, como también la producción de aire líquido. Todo esto se explica en lo que se denomina equilibrio de fases, líquidovapor, en la figura 2 se presenta una típica situación de un equilibrio de las fases (Líquido - Vapor) de un sistema monocomponente puro Figura 2 Diagrama de Fase para un Equilibrio Líquido- Vapor

En la figura 2 se tienen varias situaciones, como, por ejemplo: a.- La curva que termina en el punto (1). Aquí se unen los puntos de presión y temperatura, y es el punto donde pueden coexistir la fase líquida y la fase gaseosa. El punto corresponde al punto crítico del sistema Es decir, el punto de

27

28

máxima temperatura y presión, en donde coexisten en equilibrio el gas y líquido. b.-La zona de la gráfica identificada como (L), representa el área, donde el componente se encuentra en la fase líquida. Mientras que (G) representa el área, donde el componente se encuentra en fase gaseosa. Tanto en la parte de la gráfica, donde encuentran los puntos (L) y (G). La línea representa una región bifásica en equilibrio. Dentro de la región bifásica, la presión y la temperatura no son independientes, por lo que no puede cambiar sin cambiar la otra también. En la regiones bifásicas el estado del sistema no se puede fijar por la temperatura y presión, sino que queda fijado con el volumen específico ( Vˆ ) y la presión o la temperatura. Un estado en que comienza a termina un cambio de fase se denomina Estado de Saturación. El término Temperatura de Saturación designa la temperatura a la que el cambio de fase tiene lugar para una presión determinada, llamada presión de saturación a dicha temperatura. Como resulta evidente en un diagrama de fase, para cada presión de saturación hay una única temperatura de saturación, y viceversa. La curva que termina en punto (1) de la figura representa también la presión de vapor, curva envolvente de los puntos de rocío, curva de saturación y de temperatura de ebullición, curva envolvente de los puntos de burbujeo. En la figura se observa que la presión de vapor aumenta con la temperatura en una forma no lineal. En la literatura de petróleo se habla del gráfico de Cox para obtener la linealidad de la presión de vapor. Existen gráficos, para la presión de vapor de hidrocarburos livianos e hidrocarburos pesados a altas y bajas temperatura. Aunque la presión de vapor, también se puede determinara través de las ecuaciones de. Clausius- Clapeyron y Antoine, que permiten determinar la presión de vapor en forma matemática: Determinación de la Presión de Vapor: La presión de vapor como parámetro perteneciente a las propiedades coligativas, se puede determinar directamente en forma gráfica o a través de ecuaciones matemáticas, como por ejemplo: Ecuación de Clausius- Clapeyron. Estos investigadores dedujeron que el logaritmo de la presión de vapor es una función lineal del inverso de temperatura absoluta, esto se expresa a través de la siguiente ecuación:

ln

PV0 PV1

Hm 1 R T1

1 T

(1)

Donde: ( PV0 ) ) es la presión de Vapor a (T y P) absoluta (Sistema Internacional (P = 1 atm y T=298 K) y (PV1) es la presión de vapor a la temperatura (T 1) absoluta, ( HM) es el calor de vaporización molar, (R) es la constante universal de los gases. Para que la ecuación tenga validez se tienen que cumplir las siguientes suposiciones: El vapor se debe comportar como un gas ideal, mientras que el volumen molar del líquido es un valor despreciable en comparación con el

28

29

volumen molar del vapor, el valor del calor de vaporización molar se considera constante e independiente de la temperatura. Existen una serie de métodos válidos para determinar el calor de vaporización, que pueden ser utilizados aquí. Ecuación de Antoine. La determinación de la presión de vapor a través de la correlación de Antoine es de gran utilidad, y se fundamenta en la ecuación: ln PV

A B T C

(2)

Una de las ventajas de la ecuación es que los valores de las constantes (A, B y C) pueden obtenerse con facilidad para un número grande de especies químicas. Aparición de la Gasolina sin Plomo: La gasolina sin plomo aparece a principios de la década de 1970, y aparece como resultado de la contaminación ambiental, provocada por la gasolina con plomo. Para disminuir la contaminación ambiental se comenzó a utilizar en algunos países, un catalizador que reducían las emisiones contaminantes, pero el plomo perjudicaba al catalizador, y es por ello que se comenzó a utilizar gasolina sin plomo Definición de Nafta Las naftas son una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados parcialmente, se obtienen en la parte superior de la torre de destilación atmosférica. Por lo general, las refinerías producen tipos de naftas: liviana y pesada, en las cuales ambas se diferencian por el rango de destilación el cual después es utilizado para la producción de diferentes tipos de gasolinas. Las naftas son altamente inflamables por lo cual su manejo y su almacenamiento requieren de un proceso extremadamente cuidadoso y especial. Las naftas también son utilizadas en los espacios agrícolas como solventes, tienen uso en la industria de pinturas y en la producción de solventes específicos. Otros Componentes del Gas Natural son: a.- Gas Natural Comprimido (GNC). Este es un gas natural permanente, conformado fundamentalmente por Metano CH 4 Fue descubierto por Alessandro Volta en el año 1776. Se extrae del subsuelo y representa hoy en día, gracias a la falta de impurezas y residuos de combustión, el combustible ecológico por antonomasia. El gas natural para vehículos automotores se comprime dentro de cilindros de acero especial a una presión de 200 kg/cm2 El GNC no contiene aditivos, no se producen depósitos carbonosos en las cámaras de combustión, ni fenómenos de corrosión. La mezcla con el aire resulta perfecta a todos los niveles de temperatura y la combustión es total. Las características del aceite del motor se mantienen por más tiempo, y esto aporta mayores beneficios a la vida útil del motor. El gas natural comprimido, puede ser de gran utilidad cuando sea difícil el transporte del gas, ya que se puede comprimir y transportar sin mayores dificultades, en vista que su volumen se reduce varias veces.. Las principales ventajas ecológicas del gas natural comprimido son:

29

30

1.- Es menos contaminante que la gasolina 2.- La emisión de Monóxido de Carbono (CO), baja en un 95% 3.- La emisión de hidrocarburos baja en un 80% 4.- La emisión de Óxidos de Nitrógeno N0 X , baja en un 30$ . La emisión de gases que contribuyen al cambio climático global, tales como el dióxido de carbono, se reducen en casi un 15%, comparado con la gasolina La producción de gas natural es mucho más "limpia" que transportar y refinar petróleo y luego generar electricidad. Los tanques de gas natural y las estaciones de carga son sistemas cerrados. El uso de gasolina implica que una cierta cantidad de la misma se evapora del tanque de combustible, contribuyendo con casi la mitad de la contaminación por hidrocarburos asociado con el uso de vehículos que funcionan con gasolina. La existencia de gasoductos evita la necesidad del transporte peligroso de gasolina por barco o camión La temperatura de ignición para el gas natural es de 700 C, en lugar de 400 C para la gasolina; y si hay una pérdida de gas natural, se dispersa rápidamente en la atmósfera. b.- Gas Transformado a Líquido (GTL) Esta transformación, es una de las vías de exportación de gas que ha incrementado sus oportunidades con el tiempo, debido a las mejoras tecnológicas asociadas a estos procesos y a la alta valorización de los líquidos que general, los cuales cumplen con las cada vez más exigentes especificaciones ambientales internacionales. Actualmente PDVSA- Gas esta analizando las condiciones técnicas y económicas requeridas para un proyecto de GTL en el Oriente Venezolano, que consiste en una planta que produciría de quince mil barriles por día de productos (15 MBNPD) Utilización de los Líquidos del Gas Natural Los Líquidos del Gas Natural (LGN) pueden ser utilizados como fuente de energía o como combustible para ser utilizado en las cocinas de los hogares, en procesos comerciales, industriales o en los vehículos automotores. También pueden ser utilizados como aditivo para ciertos procesos industriales o como materia prima para la obtención de otros hidrocarburos. En Venezuela los (LGN) son comercializados tanto en el mercado nacional como en el internacional. En el mercado internacional PDVSA- Gas cotiza mayormente el (C3); (nC4) y (iC4), gasolina natural y (C5). Mientras que en el mercado interno, la comercialización de los LGN esta dividida en función del uso final que se le da a los mismos. Este uso puede ser como fuente energética / Combustible, como aditivo de procesos industriales o como materia prima para algunos .procesos industriales de gran importancia, del punto de vista económico y social, entre los cuales están: a.- Utilización de los (LGN) Como fuente de energía/ combustible Aquí, lo que se comercializa es el Gas Licuado de Petróleo (GLP), el cual es propano puro o una mezcla de Propano –Butano (C3- C4), el cual debe cumplir con la Norma

30

31

Venezolana COVENIN 904-90 y con las actualizaciones de la misma. La comercialización, regulada por el Ejecutivo Nacional comprende tres sectores, que son doméstico; comercial e industrial y automotor .El Gas Licuado de Petróleo (GLP) es una mezcla de hidrocarburos gaseosos a temperatura y presión ambiental, mantenida en estado líquido por un aumento en la presión y/o descenso de la temperatura. El (GLP) esta compuesto principalmente por propano (C3), aunque, puede contener otros hidrocarburos en menor cantidad. b.-El Gas Licuado de Petróleo (GLP) Este compuesto es una mezcla de diferentes hidrocarburos livianos constituidos principalmente por propano (C3) y sus derivados, y butano (C4) y compuestos derivados de estos, en proporciones variables y que en condiciones normales es gaseosa y al comprimirla pasa al estado líquida. Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refinerías especialmente en plantas de ruptura catalítica. Esta mezcla también llamada GLP (en inglés LPG), capaz de ser almacenada y transportada en forma líquida bajo presión en bombonas, de uso muy variado: doméstico, industrial, químico como combustible. Se considera como materia prima para la petroquímica, con la composición indicada, o compuesta predominantemente de propileno o butilenos Con esta mezcla hay que tener ciertos cuidados, ya que este producto en estado gaseoso puede causar asfixia simple y deprimir el sistema nervioso central. En estado líquido puede provocar quemaduras que provocadas por congelamiento e irritación de la piel. También por contener compuestos de azufre, como mercaptanos, el cual se le adiciona como odorizante para identificar escapes, se deben tener ciertas precauciones ya que el azufre puede también ser tóxico. El Gas Licuado de Petróleo (GLP) Es un gas inflamable a temperatura ambiente y presión atmosférica, por lo tanto deben aplicarse los estándares establecidos para el diseño de todas las instalaciones para su uso y manejo tales como tanques de almacenamiento; tuberías y llenaderos. Es importante tener en cuenta que el GLP genera vapores desde una temperatura de –42 C, los cuales al mezclarse con el aire en proporciones entre 1.9 y 9.5% en volumen, forman mezclas inflamables y explosivas, y como tiene una densidad aproximadamente de 1.8 veces mayor que la del aire, un escape puede ser muy peligroso debido a que sus vapores tiende a concentrarse en las zonas bajas y donde hay mayor riesgo de encontrar puntos de ignición tales como interruptores eléctricos, pilotos de estufas de gas, tomas de corriente eléctrica, lámparas y puntos calientes. La utilización de este componente es múltiple y variada, por lo que su importancia no admite discusión. Al evaporarse, el GLP ocupa en forma gaseosa un volumen aproximado de 250 veces su volumen en forma líquida. Para el diseño de las instalaciones para el transporte y manejo de gas deben aplicarse las normas; y las reglamentaciones expedidas por los ministerios de Minas y Energía y del Medio Ambiente y demás autoridades competentes .Merecen especial y fuerte vigilancia las válvulas, conexiones y accesorios de tanques, cisternas y cilindros que se utilicen para almacenar este producto, debido a que son los puntos de mayor riesgo de escape. Así mismo, el sitio donde se ubiquen los recipientes y las instalaciones que 31

32

conduzcan este producto debe tener suficiente ventilación para evitar concentración de vapores explosivos en caso de algún escape. En general el GLP es una mezcla de hidrocarburos en estado líquido formado especialmente por propano y butano, los cuales permanecen en estado líquido a presiones moderadas y temperatura ambiente, y puede en cuanto a su uso subdividirse en: 1.- GLP Doméstico. Este es comercializado tanto a granel como en bombonas y su precio esta sujeto al marco regulado establecido en la Resolución del MEM número 357 de fecha 04-12-98. Puede utilizarse en forma doméstica para la cocción de alimentos o calentamiento de agua 2.- GLP Comercial/Industrial, es una fuente de energía, la cual es comercializado a granel y su precio es determinado por la libre competencia. Su uso industrial es como combustible en hornos, secadores y calderas de diferentes tipos de industrias. También en motores de combustión interna y en turbinas de gas para generación de energía eléctrica. 3.- GLP Automotor. Aquí este compuesto es comercializado a granel y su precio de venta esta referenciado al precio de la gasolina de 87 octanos. Este es uno de los combustibles que hay que tratar de comercializar en muchos países, ya que con se evita la contaminación ambiental. c.-El- Gas Natural para Vehículos (GNV) Este compuesto es el mismo gas que se distribuye en forma directa a través de redes, de transporte y distribución de gas existentes en las principales ciudades y zonas industriales del país. El Programa de Petróleos de Venezuela encomendados a CORPOVEN en 1988 con el fin de promover el uso del gas natural en el mercado interno, como combustible de automotor alterno de la gasolina. En Venezuela se ha implementado por medio de PDVSA la instalación de gas natural para vehículos y se ha obtenido excelentes resultados. Además por ser el gas natural un hidrocarburo limpio sin químicos ni aditivos protege y prolonga la vida del motor de su vehículo, ya que es puro (C1). Además protege el ambiente ya que no tiene ningún tipo de contaminante. El gas natural vehicular (GNV) o gas natural comprimido (GNC). En este caso ambas denominaciones tienen el mismo significado. La verdad es que la composición de este compuesto es prácticamente (C 1), y tal como este gas es difícilmente licuable se le comprime en cilindros de acero a una presión de 2845 (lpca), manteniendo su estado gaseoso. Al gas natural Para Vehículos se le podría denominar también Gas Natural Comprimido (GNC), el cual resulta en la actualidad el combustible ecológico de más alta pureza. El (GNC) no contiene aditivos, no se producen depósitos carbonosos en las cámaras de combustión, ni tampoco se produce el proceso de corrosión. La mezcla con el aire resulta perfecta a todos los niveles de temperatura y la combustión es total. Este gas se comprime dentro de cilindros de cilindros de acera especial a una presión de 200 kg / cm 2

32

33

La alta presión a la que actúa el GNV es necesaria para dotar a los vehículos a GNV de una autonomía conveniente. Todos los vehículos que funcionan a gasolina se pueden convertir a GNV, a tal fin debe instalarse en los vehículos, uno o varios cilindros de acero como tanques contenedores de combustible, capaces de soportar la presión del GNV. Estos combinados con una serie de otros componentes, denominados comercialmente en su conjunto “Kits de Conversión”, permiten efectuar la adaptación para utilizar GNV como combustible El Gas Natural para vehículos (GNV) no contiene aditivos, ni se producen depósitos carbonosos en las cámaras de combustión, tampoco es afectado por el fenómeno de corrosión. La mezcla con el aire resulta perfecta a todos los niveles de temperatura y la combustión es total. Las características del aceite del motor se mantienen por más tiempo, y esto aporta mayores beneficios a la vida útil del motor. La utilización del GNV, tiene también una serie de ventajas ecológicas, ya que si se compara con la gasolina, la emisión de monóxido de carbono (C0) disminuye en un 95%, mientras que la emisión de hidrocarburos tiene una disminución de 80%. También la emisión de óxidos de nitrógeno (N0 x) es disminuida en un 30%. Mientras, que la emisión de gases que contribuyen al cambio climático global, tales como el Dióxido de Carbono (C0 2) se reducen en un 15%. Se puede asegurar que la producción de gas natural es mucho más "limpia" que transportar y refinar petróleo y luego generar electricidad. Los tanques de gas natural y las estaciones de carga son sistemas cerrados. El uso de la gasolina implica que una cierta cantidad de la misma se evapora del tanque de combustible, contribuyendo con casi la mitad de la contaminación por hidrocarburos asociado con el uso de vehículos que funcionan con gasolina. La existencia de gasoductos evita la necesidad del transporte peligroso de gasolina por barco o camión. El costo del gas natural, es también bastante más bajo que la gasolina, luego el uso del GNV disminuye el costo por combustible. Se considera que (1m3) de gas natural equivale en consumo a 1,13 litros de gasolina. Con lo que se ahorra usando gas natural en lugar de gasolina, se puede amortizar en unos pocos meses el costo de instalación del equipo, para el uso de GNV, en lugar de gasolina. Tampoco existe la posibilidad que haya un pronto agotamiento del GNV, ya que se estima que las reservar mundiales de gas natural exceden a las de petróleo en un 22%. Las estadísticas indican también que los vehículos impulsados con GNV son más seguros que los que utilizan gasolina, en Estados Unidos, por ejemplo existen referencia, que en 450 millones de kilómetros viajados, no han habidos muertes atribuibles al uso del GNV, comparado con 2,2 muertes por cada 160 millones de kilómetros viajados con vehículos impulsados con gasolina. Nunca ha habido muertes por la explosión de un cilindro en 40.000 millones de kilómetros viajados con GNV. La temperatura de ignición para el GNV es de 700 C, en lugar de 400 C, para la gasolina, y si hay una pérdida de gas natural, se dispersa rápidamente en la atmósfera, por ser más liviano que el aire. 33

34

El GNV esta constituido principalmente por metano (CH 4), luego los principales productos del proceso de combustión son el Dióxido de Carbono (C02) y vapor de agua (H20), que resultan totalmente inofensivos al ser humano. Venezuela es un país rico en reservas de gas natural, producto que esta listo para ser extraído y conducido por los gasoductos a las grandes ciudades y corredores industriales. Si se aprovechan nuevas redes de distribución por ductos se pueden instalar estaciones de suministro de GNV para ser usado como combustible alternativo en los vehículos automotores que utilizan actualmente gasolina y diesel. El impacto en la reducción de las emisiones contaminantes para un número estimado de vehículos en hidrocarburos no quemado-, producción de monóxido de carbono (CO) gas que se forma en los motores por falta de oxígeno en los motores .La emisión de óxidos de nitrógeno (NOX), gases que se forman por altas temperaturas de combustión en el motor. Todo ello conlleva a pensar, que si más de 500 mil vehículos usarán como combustible (GNV), probablemente la contaminación no sería tan alta, ni tampoco habría contingencias ambientales como las ya registradas en la actualidad. EL gas natural que se envía a las plantas de procesos esta conformado por una serie de hidrocarburos livianos, como Metano, Etano, Propano, Butano e hidrocarburos más pesados, como también algunas impurezas como Azufre, el cual debe de ser eliminado en una primera etapa, posteriormente es dirigido a una planta criogénica, en la cual mediante enfriamiento y expansiones sucesivas se obtienen dos corrientes, una gaseosa básicamente formada por Metano (gas residual) y la otra líquida (licuable). En un proceso posterior de fraccionamiento la fase líquida es separada en componentes como Etano, Gas Licuado de Petróleo y Gasolina Natural. Una de las principales ventajas del (GLP) es que puede ser manejado con la conveniencia de un líquido y utilizado como un combustible gaseoso. Este componente como la gran mayoría de los productos o subproductos del gas del natural, es que puede tener múltiples uso, uno de ellos es utilizarlo como materia prima: Ventajas de la Utilización del Gas Natural El gas natural tendría equivalencia a gasolina de 130 octano (el octanaje se refiere al poder antidetonante de la gasolina automotriz. El poder antidetonante se determina Comparando una gasolina determinada con una mezcla de Hepctano de alta tendencia al pistoneo, y se le da un valor arbitrario cero, con otra gasolina compuesta por iso-octano con baja tendencia al pistoneo y se le da un valor de 100). El poder antidetonante de la gasolina automotriz se incrementa al agregarle tetraetilo de plomo. Y se sabe que la susceptibilidad al plomo de una gasolina disminuye rápidamente con la concentración; así no se justifica la adición de tetraétilo de plomo por más de un mililitro. por litro. Las ventajas de utilización del GNV son: 1.- Es más económico que los combustibles tradicionales, es limpio. No produce hollín ni mugre. Por lo tanto, los equipos en que se usa como combustible no requieren mantenimiento especial, además que tiene un alto poder calorífico, lo que le permite competir con otros combustibles. 34

35

2.- Protege el medio ambiente y puede manejarse a presiones deseadas de entrega en los sitios de consumo. 3.- Para la producción del GNV se pueden aprovechar la infraestructura del gasoducto, así como las estaciones de servicio de gasolina 4.- El poder calorífico y combustión del GNV son altamente satisfactorios. Y el suministro al usuario puede ser continuo en el sitio donde se vaya a consumir, solo se requiere utilizar los controles y reguladores indicados, no se requiere sitios de almacenaje especial, en vista que la entrega puede ser hecha al detal. 5.-Las características volumétricas del GNV lo hacen inadulterable y es muy susceptible a la compresión o expansión, en función a la relación presióntemperatura que se le desee imponer. Puede ser transportado por sistemas de tuberías (línea o conducto para transportar fluidos. Hay varios tipos de tuberías, como por ejemplo: Tubería de flujo, tuberías de perforación, tuberías de producción, tuberías de revestimiento) madres, trocales y ramales, especialmente diseñados, que permiten mantener rangos de volúmenes a presiones deseadas 6.- El GNV por su eficiencia y rendimiento calórico su costo por volumen es muy económico y, para el país representa la generación de ingresos adicionales de divisas, que pueden permitir el desarrollo del país en otras áreas, de la futura industrialización de país. Y permitiría, también crear fuentes de trabajo adicional. 7.- La reversibilidad gas – líquido – gas del gas natural lo hace apto para el envasado en pequeños y seguros recipientes fáciles de manejar, transportar e instalar para suplir combustibles en sitios no servidos por la red de tuberías de distribución. El GNV puede también transportarse en barcos, desde áreas remotas de producción y procesamiento a grandes terminales de almacenamiento que surten a industrias y a miles de clientes particulares, todo ello facilita la producción y venta del gas natural, lo que en Venezuela, por ejemplo ayudaría a establecer definitivamente la comercialización del gas, dando con ello la posibilidad al país de obtener mayores divisas, y por ende crear empleos. Desventajas en la utilización del GNV Existen una serie de desventajas: 1.- El cilindro de almacenamiento de gas significa un espacio y peso adicional que se traduce en la reducción de la carga para el vehículo 2.- El GNV produce unas pérdidas de potencia de aproximadamente un 15% en comparación con la utilización del GL Como Aditivo o Materia Prima: Cuando los productos del LGN son utilizados en procesos industriales o como materia prima para la industria petroquímica, entra en la categoría de LGN para corriente de industrialización. Dentro de este rubro se pueden comercializar todos los productos que conforman los LGN, tales como etano (C2), propano (C3), butanos (C4), gasolina natural, pentano residual. El 35

36

precio esta regulado. La regulación del precio de este componente se relaciona, con la importancia que tiene para la producción y obtención de una gran gama de otros productos, y que en un momento dado pueden ocasionar problemas de abastecimiento al país. Además El gas licuado de petróleo (GLP) en muchos países es un combustible integrado por una mezcla esencialmente de propano C 3 , cuya composición es de alrededor de 39 a 61% V/V. Las fuentes de obtención son en las refinerías y plantas de proceso del gas natural. Hay que hacer notar, que hay países, como por ejemplo Estados Unidos de Norteamérica y Canadá, que llaman Gas Licuado de Petróleo al combustible constituido con casi un 100% de propano, combustible que se considera de alto valor, por lo que es separado de la corriente de líquidos y se emplean como materia prima para sintetizar componentes de alto octanaje, que se utilizan en la formulación de la gasolina Industrialización y Tratamiento de Gas Natural La industria del gas natural. Es decir, el proceso desde la extracción hasta la utilización, comprende una serie de etapas, por ejemplo: Obtención; Tratamiento, Compresión; Transporte; Almacenaje; Regulación de las Presiones; Distribución; Medición y Utilización. Cada una estas etapas encierra una serie de procesos, además de una técnica, las cuales han ido evolucionando con el crecimiento y perfeccionamiento de la industria del gas natural. El tratamiento e industrialización del gas natural, juegan un gran papel en el desarrollo de la industria del gas, ya que contar con procesos de alta tecnología y eficiencia de estos procesos permitirá un mejor desarrollo. Procesamiento de Gas Natural El objetivo del procesamiento del gas natural es eliminar los contaminantes, incluyendo los componentes corrosivos (agua y gases ácidos, sobre todo el Sulfuro de Hidrógeno su carácter contaminante), los que reducen el poder calorífico, como Dióxido de Carbono y Nitrógeno) y los que forman depósitos sólidos a bajas temperaturas, como el agua y Dióxido de Carbono, para después separar los hidrocarburos más pesados que el metano, que constituyen materias primas básicas para la industria petroquímica. Las etapas normales en el procesamiento del gas natural son la deshidratación (eliminación de agua, usualmente con adsorbentes sólidos, como alúmina o mallas moleculares), el endulzamiento (eliminación del Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono con soluciones absorbentes, y la recuperación criogénica de etano e hidrocarburos más pesados (condensación de estos componentes a bajas temperaturas, del orden de 212F, y destilación fraccionada de los líquidos condensados). Otras etapas complementarias son el fraccionamiento de los hidrocarburos recuperados y la conversión del ácido sulfhídrico a azufre H 2 S a (S) en forma líquida o sólida, también la extracción de los líquidos del gas natural, es un proceso de gran importancia, como lo es también la compresión del gas, además del transporte y almacenamiento. La eficiencia de todos estos proceso esta totalmente relacionado con la eficiencia del proceso de separación gaspetróleo. En la figura 3 se presenta en forma esquemática los principales procesos de tratamiento del gas Natural:

36

37

Figura 3 Principales Procesos de Tratamiento del Gas Natural

En la figura 3 se observa, que si se trata de gas asociado, unos de los primeros procesos de tratamiento del gas natural, es el proceso de separación de los componentes del fluido, que sale del pozo, que son Gas- Líquido. Se supone que la fracción líquida esta conformada por el petróleo y el agua. La separación se realiza en los separadores, y se pueden utilizar separadores verticales o horizontales. La eficiencia del proceso de separación será de vital importancia para la eficiencia de todos los demás procesos. Después del proceso de separación y dependiendo de la composición del gas, se deben de realizar los procesos de deshidratación del gas, proceso de lleva a cabo fundamentalmente a través de proceso de absorción con solventes químicos, como el Glicol, por ejemplo, aunque también se utiliza el proceso de adsorción con tamices moleculares, también el proceso de endulzamiento, extracción de y fraccionamientos de líquidos del gas natural son de importancia. En la figura 4 se presentan los principales destinos del natural: Figura4 Destinos del Natural

En la figura 4 se muestran los principales destinos de tratamientos a los que debe de ser sometido el gas natural, hasta su destino y distribución final, aunque para

37

38

realizar una descripción de los procesos y destinos a los que tiene que ser sometidos el gas natural son: a.- La obtención del Gas Natural. Este proceso se realiza en yacimientos, los cuales pueden ser no asociados (Yacimientos Gasíferos) y asociado (Yacimientos Petrolíferos). En estos yacimientos el gas se puede encontrar en tres formas. Separado del petróleo, ocupando la parte superior de la napa: Disuelto dentro del petróleo junto con los hidrocarburos livianos de petróleo, todos ellos en fase gaseosa o grandes presiones, produciéndose en la extracción la separación de las fases gaseosa y líquida por el fenómeno de condensación retrógrada. b.- Tratamiento El gas que se extrae del yacimiento, en la mayoría de los casos contiene componentes indeseables, los cuales deben de extraerse mediante tratamientos adecuados. Si el gas contiene gases ácidos, se debe someter al proceso de endulzamiento. La presencia de nitrógeno (N 2) reduce el poder calorífico y disminuye el rendimiento en los procesos de extracción de gasolina, luego se debe buscar la forma de eliminarlo. También si el gas contiene agua líquida o en forma de vapor, se debe someter el gas al proceso de deshidratación. En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, se deben extraer en forma de gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales como compresión y enfriamiento, absorción con querosén c.- Compresión Para hacer posible la conducción del gas a través de gasoductos es necesario aplicarle la presión necesaria para vencer la resistencia a la fricción. Los equipos que comunican presión al gas se denominan compresores, los cuales al comunicar presión reducen el volumen. La presión necesaria que habrá que aplicar al gas dependerá del uso que se le dará al gas. d.- Transporte de Gas El transporte del gas, por lo general se realiza a través de sistemas de gasoductos. En este caso la presión de trabajo debe de ser elevada en por lo menos un 20%. El transporte puede efectuarse a granel, en caso de gas licuado o comprimido en el caso del gas natural. e.- Almacenaje. Este proceso dependerá que el gas tenga alta o baja presión f.- Regulación de Presiones: En diversas etapas de la industria del gas existe la necesidad de mantener una presión constante, y esto debe ocurrir en forma independiente al caudal que circula. Esto, ocurre, por ejemplo en las redes de distribución de gas a baja presión, la cual debe ser prácticamente constante y de un valor para el cual están diseñados los quemadores de los artefactos. Si la red trabajase a una presión mayor, se hace estrictamente necesario regular la presión para cada usuario, mediante reguladores individuales. g.- La Distribución. Para, el caso del gas natural o manufacturado, la distribución se hace por redes, ahora si se trata de gas licuado, la distribución se realiza mediante envasado. La distribución por redes y gasoductos, debe de tomar una gran importancia, cuando se establezca el mercado del gas. 38

39

h.- La Medición. En este caso la medición se realiza mediante interpolación de placa de orificio. También se utilizan medidores de desplazamiento. i.- Utilización: El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, el comercio, la generación eléctrica, el sector residencial y el transporte de pasajeros. Ofrece grandes ventajas en procesos industriales donde se requiere de ambientes limpios, procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia. Adicionalmente, el gas natural es utilizado como materia prima en diversos procesos químicos e industriales. De manera relativamente fácil y económica puede ser convertido a hidrógeno, etileno, o metanol; los materiales básicos para diversos tipos de plásticos y fertilizantes .El desarrollo y perfeccionamiento de la tecnología del gas natural han contribuido decididamente en su utilización, tanto como fuente de energía o materia prima para industrias y los principales usos son: 1.- Fuente de reinyección de gas a yacimientos petroleros. Este proceso se realiza para mantener la presión en los yacimientos, ya que es de vital importancia mantener la presión de fondo, la cual se refiere a la presión medida en el fondo del hoyo o a cierta profundidad dentro del pozo, de forma de permitir una evaluación técnica de los yacimientos) En Venezuela, la presión de fondo es aproximadamente igual a la presión hidrostática. También es de importancia medir la presión de flujo, que se refiere a la presión que se mide en la superficie de un pozo, mientras produce. La presión de flujo es uno de los parámetros más importantes en la actividad evaluativa de los yacimientos), esto se realiza con el objetivo de incrementar la producción de petróleo a través de la recuperación secundaria 2.-Combustible para uso industrial, comercial y doméstico. El desarrollo y perfeccionamiento de la tecnología del gas natural han contribuido decididamente a que esta fuente natural de energía sea factor importante en la vida moderna, tanto para la industria como para el hogar. Como combustible ofrece una serie de ventajas que sobrepasan las características, disponibilidad y eficiencia y manejo de otros combustibles sólidos o líquidos 3.- Insumo para procesos: El gas seco, húmedo o condensado, a través de tratamientos adecuados, sirve de insumo para la refinación petroquímica, donde por medio de plantas especialmente diseñadas se hacen recombinaciones de las moléculas de los hidrocarburos para obtener materia prima semielaborada para una cadena de otros procesos o productos finales para los mercados. También el gas natural asociado y no asociado procedente de yacimientos de gas es tratado y acondicionado para obtener gas seco de ciertas especificaciones, como metano, por ejemplo, el cual se despacha por gasoducto y red de distribución a ciudades y Centros industriales donde se utiliza como combustible. 4.- Materia prima para procesos petroquímicos. Si el gas se somete a tratamientos a adecuados y separado el metano, etano, propano y butano puede ir finalmente a las plantas petroquímicas para ser convertido en una variedad de 39

40

productos semielaborados o finales. De igual manera puede ser enviado a las refinerías, donde sus moléculas son desintegradas térmicamente y, a través de extracciones adicionales derivadas de los crudos allí refinados, son enviados a las plantas petroquímicas. A su vez, las plantas petroquímicas pueden enviar productos a las refinerías. En conclusión se puede señalar que los usos del gas natural son múltiples, su industrialización debe estar acorde con una política clara y precisa de parte del gobierno, pero no se puede retardar su utilización, sea en forma separada o en conjunto del petróleo. Las principales cadenas petroquímicas del gas natural son, las olefinas ligeras (etileno, propileno y butenos) y la de los aromáticos. La cadena del gas natural se inicia con el proceso de reformación con vapor por medio del cual el metano reacciona en forma catalítica con agua para producir el llamado gas de síntesis, que consiste en una mezcla de hidrógeno y óxidos de carbono. El descubrimiento de este proceso permitió la producción a gran escala de hidrógeno, haciendo factible la producción posterior de amoníaco por su reacción con nitrógeno, separado del aire. El amoníaco es la base en la producción de fertilizantes. También a partir de los componentes del gas de síntesis se produce metanol, materia prima en la producción de metil-terbutil-éter y teramil-metil-éter, componentes de la gasolina; otra aplicación es su uso como solvente en la industria de pinturas, por lo que se le confieren propiedades industriales de mucha importancia, a este solvente, solo hay que tener unan serie de precauciones al actual con el componente. La cadena del etileno se inicia a partir del etano recuperado del gas natural en las plantas criogénicas, el cual se somete a un proceso de descomposición térmica para producir etileno principalmente, aunque también se forma hidrógeno, propano, propileno, butano, butilenos, butadieno y gasolina pirolítica. Del etileno se producen un gran número de derivados, como las diferentes clases de polietilenos cuyas características dependen del proceso de polimerización; su aplicación se encuentra en la producción de plásticos, recubrimientos, moldes, etc. Por otro lado, el etileno puede reaccionar con cloro para producir dicloroetano y posteriormente monómero de cloruro de vinilo, un componente fundamental en la industria del plástico, y otros componentes clorados de uso industrial La oxidación del etileno produce oxido de etileno y glicoles, componentes básicos para la producción de poliéster, así como de otros componentes de gran importancia para la industria química, incluyendo las resinas PET (poli etilén tereftalato), actualmente usadas en la fabricación de botellas para refresco, medicinas, etc. El monómero de estireno, componente fundamental de la industria del plástico y el hule sintético, se produce también a partir del etileno, cuando éste se somete, primero a su reacción con benceno para producir etilbenceno y después a la deshidrogenación de este compuesto. El acetaldehído, componente básico en la producción de ácido acético y otros productos químicos, también se produce a partir del etileno. Otra olefina ligera, el propileno, que se produce ya sea por deshidrogenación del propano contenido en el gas LP, como subproducto en las 40

41

plantas de etileno o en las plantas de descomposición catalítica fluida FCC de refinerías, es la base para la producción de polipropileno a través de plantas de polimerización. Otro producto derivado del propileno y del amoníaco es el acrilonitrilo, de importancia fundamental en la industria de las fibras sintéticas. Del propileno se puede producir alcohol isopropílico de gran aplicación en la industria de solventes y pinturas, así como el óxido de propileno; otros derivados del propileno son el ácido acrílico, la acroleína, compuestos importantes en la industria del plástico. Como derivado de la deshidrogenación de los butenos o bien como subproducto del proceso de fabricación del etileno, se obtiene el 1,3 butadieno, que es una materia prima fundamental en la industria de los elastómeros, llantas para toda clase de vehículos, juntas, sellos, etc. Producción del Gas Natural en Venezuela. Sin dudad, el gas natural será en el futuro fuente importante de energía para Venezuela. Las reservas probadas para 1980 acusaron 1.289.677 millones de metros cúbicos (1290 MMM m 3), mayoritariamente gas asociado. Sin embargo, los descubrimientos de una serie de yacimientos de gas no asociado refuerzan inmensamente el potencial de futuras reservas y capacidad de producción. Aunque, la importancia que seguirá adquiriendo la industria del gas dependerá del tipo de instalaciones y de la producción de líquidos: con el objetivo de manejar en una forma más eficiente la comercialización del gas fue creada PDVSA-Gas. Organismos que será el encargado de la comercialización del Gas Natural y sus derivados. Contaminantes del Gas Natural Los contaminantes del gas natural son varios, por ejemplo: Agua (H20), la cual puede encontrase en forma de vapor o libre, también dentro de las impurezas se encuentra el Nitrógeno (N 2), el oxigeno (02), el monóxido de carbono (C0) y el mercurio (Hg). El mercurio es particularmente dañino en los intercambiadores de calor a base de aluminio (Al), que se utilizan en los procesos criogénicos. Proceso que se denomina Venenos Catalíticos, los principales gases ácidos son: a.- Sulfuro de Hidrógeno (H2S)

b.- Dióxido de Carbono (C02)

c.- Monóxido de Carbono (C0)

d.- Sulfuro de Carbonilo (C0S)

e.- Disulfuro de Carbono (CS2)

f.- Mercaptanos (RSH)

Definición de Ácido Quizás para comprender la definición de gas ácido habría que definir lo que se considera un componente ácido, para eso se tienen las definiciones de: a.- Arrhenius, para el cual: Ácido es toda especie química, que en solución acuosa produce hidrogeniones (H+) o (hidronio (H30+). Un ácido fuerte es aquella especie química que con mayor facilidad produce hidrogeniones. Esta aplicación se ve demostrada en la reacción del Dióxido de Carbono y el Agua. 41

42

b.- Bronsted y Lowry: Ácido es toda especie química, capaz de donar un protón. Luego un ácido fuerte es aquel que con mayor facilidad dona un protón c.- Lewis: Ácido es toda especie química capaz de aceptar un par de electrones un ácido fuerte es aquel que con mayor facilidad acepta un par de electrones. Fundamentado en estas definiciones se puede saber él porque algunas de las impurezas del gas natural son de carácter ácido. En este caso la definición de gas ácido se refiere a la presencia de Sulfuro de Hidrógeno (H 2S) y Dióxido de Carbono (C02). Otros componentes de naturaleza ácida son el Sulfuro de Carbonillo (COS), el cual es un compuesto inestable corrosivo y tóxico, que por lo general se descompone en (H2S) y (C02). Los Mercaptanos La fórmula general de los mercaptanos es (RSH), donde los más comunes son el metil y el etilmercaptano, son reconocibles por su olor y el alto poder corrosivo. Además tienen la habilidad de reaccionar con los solventes descomponiéndoles, disminuyendo con ellos la eficiencia del proceso donde el solvente, esta siendo utilizado. Los disulfuros de fórmula general (RS 2), entre los cuales se encuentra el disulfuro de carbono (CS 2), son compuesto metaestables de baja estabilidad. La GPSA define la calidad de un gas para ser transportado como aquel que tiene ( 4 ppm, v de (H2S); 3% de (C02) y 7 lb de (H20)/ MM PCN. Si esto ocurre será necesario remover los gases ácidos de la mezcla. Las principales razones para remover los contaminantes del gas natural son: a.- Seguridad del proceso que se realiza b.- Control del proceso de corrosión c.- Especificaciones de los productos producidos en un proceso d.-Impedir la formación de hidratos e.-Disminuir los costos del proceso de compresión f.-Satisfacer las normas de gestión ambiental y g.-Evitar el envenenamiento de los catalizadores . Consecuencia de la Presencia De Gases Ácidos: Una de las principales consecuencia de la presencia de los gases ácidos en el gas natural es la corrosión. Proceso, que ocurre principalmente por la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S), y dióxido de carbono (C02). Además de la presencia de agua (H20). Estos componentes provocan corrosión dentro de cualquier instalación. Sobre todo si es una tubería de acero, en la cual predomina el hierro en forma metálica (Fe). Esta no es la forma natural del hierro, tal como las formas naturales son la Ferrosa (Fe+2) y Férrica (Fe+3). Luego como es natural al buscar el hierro su forma natural se produce corrosión, reacción que es catalizada, por la presencia de gases ácidos y agua. 42

43

En general, se puede señalar que las corrientes con alta relación de H 2S/C02 son menos corrosivas que las relaciones menores. La temperatura del proceso y la alta concentración del H2S hacen que la velocidad de la reacción de corrosión sea alta. La remoción del (H2S), mediante el proceso de endulzamiento, se hace necesaria para reducir la corrosión en las instalaciones de manejo, procesamiento y transporte de gas. Por otra parte, la naturaleza tóxica de este contaminante obliga a eliminarlo por razones de seguridad para la salud y el medio ambiente, como también por la importancia de recuperar el Azufre.. Tratamientos de Gas Natural El gas natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su distribución y consumo. Por esta razón, en la mayoría de los casos, los campos productores de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de tratamiento. En ellos el gas procedente de los pozos se adecua para el consumo, tanto doméstico como industrial Proceso de Endulzamiento del Gas Natural Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el Disulfuro de Carbono (CS 2), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo general, estos componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se tratará. Luego como es lógico esto es de alto riesgo para los procesos industriales de endulzamiento, en vista que si hay una alta concentración de estos elementos, es muy posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos pueden alterar el normal proceso de los endulzadores. El término endulzamiento es una traducción directa del inglés, en español el término correcto debería de ser “desacidificación”. El términos generales, se puede decir que la eliminación de compuestos ácidos (H 2S y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” Para que el proceso de endulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de eficiencia, se debe comenzar por analizar la materia prima que se va a tratar. De hecho el contenido de las impurezas forma parte de los conocimientos que se deben dominar a la perfección para entender y hacerle seguimiento a los diseños. Por ello se insiste en la tenencia del conocimiento inherente al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, en primera instancia. El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en la concentración de las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina; de la misma manera, los gases ácidos, deben ser considerados en el gas de alimentación y en el gas tratado. La diferencia molar de ambas condiciones establece la cantidad de gas ácido que se va a extraer y que lógicamente define el diseño de los equipos y el proceso que se deba a utilizar, en el endulzamiento, de tal forma que sea efectivo, de fácil aplicabilidad y además económico. 43

44

El proceso de endulzamiento data, desde hace muchos años. Y, en la actualidad se dispone de procesos altamente específicos, con solventes y aditivos complejos, que hacen que el endulzamiento sea de una gran eficiencia, en vista que muchos otros procesos del gas depende de este.. El proceso de endulzamiento se puede realizar a través de a.- Procesos de Absorción b.- Procesos de Adsorción c.- Procesos de Conversión Directa d.- Remoción con Membranas. a.-Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción El proceso de Absorción se define como La penetración o desaparición aparente de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o líquido. La absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidos Este es un proceso, en donde un líquido es capaz de absorber una sustancia gaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción se realiza utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos. Endulzamiento del Gas Natural a través de la Absorción de Gases: Las condiciones del gas a tratar son: Concentración de impurezas; Temperatura y presión disponible.; Volumen de gas a procesar; Composición de Hidrocarburos.; Selectividad de los gases ácidos por mover.; Especificaciones del gas ácido residual. Los procesos de endulzamiento se pueden clasificar de acuerdo al tipo de reacción que presente: a.-Absorción Química (proceso de Amina) b.- Absorción Física (solventes físicos) c.- Combinación de ambas técnicas (solución Mixtas) La selectividad de un agente endulzamiento es una medida del grado en la que el contaminante se elimina en relación a otros. En la figura 5 se presenta un esquema del endulzamiento del gas natural a través del proceso de absorción, con solventes químicos, físicos y mixtos: 1.-Proceso de Absorción con Solventes Químicos En este proceso los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo en solución, que circula dentro del sistema. El producto de la reacción química produce compuestos inestables, los cuales se pueden descomponer en sus integrantes originales mediante la aplicación de calor y/o disminución de la presión de operación del sistema, con lo cual se liberan los gases ácidos y se 44

45

Figura 5 Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción:

liberan los gases ácidos y se regenera el solvente, el cual se hace recircular a la unidad de absorción. El componente activo del solvente puede ser una alcanolamina o una solución básica. En general los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de los gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de C0 2. Dentro de las principales desventajas se tiene la alta demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en solución, tal como, las reacciones químicas son reguladas por la estequiometría Endulzamiento de Gas Natural con Aminas El endulzamiento del gas natural con solventes químicos por lo general se realiza con aminas. Se usa la designación de amina primaria secundaria y terciaria para referirse al número de grupos alquilo CH 3 , que al reemplazados a Hidrógenos en la molécula de Amoniaco NH 3 . En la figura 6 se presenta una forma esquemática la estructura de una amina primara (a), secundaría (b) y terciaria (c) Figura 6 Estructura de las Aminas H

R

R N

(a)

R

R N H

(b)

R N

H

(c)

R

a) representa a una amina primaria, cuya fórmula química más simple es RNH 2 b) es una amina secundaria, cuya fórmula química es R2 NH c) es una amina terciaría, cuya fórmula más simple es R3 N El grupo alquilo CH 3 se simboliza como (R) que están unidos al nitrógeno. Así, si la molécula tiene un grupo alquilo y dos hidrógenos. Lo que indica que se ha reemplazado un hidrógeno en la molécula de amoniaco, entonces a esta molécula resultante se le conoce como Amina Primaria (a) en el la figura Ahora, si dos 45

46

Grupos alquilo han reemplazo a dos hidrógenos en la molécula de amoniaco, corresponde a una Amina Secundaria (b) en la figura Si se han reemplazado todos los hidrógenos en la molécula de amoniaco En este caso habrá una Amina Terciaria (c) en la figura 6 Es necesario tener en cuenta, que debido a que el Nitrógeno tiene un par electrónico libre, puede formar compuestos tetrasustituidos, donde el átomo de Nitrógeno queda cargado positivamente, y se les conoce como amina cuaternarias. Las aminas, son ampliamente utilizadas en la industria petrolera, en vista que son varios los procesos, donde estos componentes se utilizan. Luego se puede señalar que las Aminas son derivadas del Amoniaco y son simples cuando los grupos alquilos son iguales y mixtos si estos son diferentes. Todas las Aminas son compuestos muy polares. Las aminas primarias y secundarias pueden formar puentes de hidrógeno, las aminas terciarias puras no Pueden formar puentes de hidrógeno, pero si los pueden aceptar Es importante hacer notar que la denominación de Amina Primaria, Secundaria y Tercería se refiere al número de sustituyentes que tiene el átomo de nitrógeno y no como en el caso de los alcoholes que se refiere al tipo de carbono sobre el cual se encuentra. En el caso de los alcoholes se tiene; alcoholes primarios si él OH está sobre un carbono primario, alcohol secundario si se encuentra sobre un carbono secundario y alcohol terciario si está sobre un carbono terciario. Luego para el caso de las aminas. Resultan tres clases diferentes de aminas llamadas Aminas Primarias, Secundarias y Terciarias. Luego, se tiene que los tipos de aminas utilizadas en el proceso de endulzamiento del gas natural, y sus fórmulas químicas de cada una de las aminas son: Tipos de Aminas utilizadas en el Endulzamiento de Gas Natural Uno de los procesos más importantes en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de gases ácidos por absorción química con soluciones acuosas de aminas. Estos solventes están siempre disponibles para remover al Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono. Las alcanolaminas son generalmente las más aceptadas y mayormente usadas que los otros solventes existentes en el mercado. Descripción del Proceso del Absorción con Aminas: Este proceso consta de dos etapas: a.- Absorción de Gases Acidos: Esta es la parte del proceso donde se lleva acabo la retención del Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono de una corriente de gas natural ácido. En este, caso la absorción se realiza utilizando una solución acuosa de Dietanolamina (DEA), proceso que ocurre a baja temperatura y alta presión. b.- Regeneración de la Solución Absorbente: Esta parte es el complemento del proceso donde se lleva acabo la deserción ( o eliminación del compuesto formado entre el gas ácido y la amina, que se formo, en la reacción química entre la amina y el gas ácido, que se quiere eliminar de la corriente de gas natural). La eliminación de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición 46

47

de calor a baja presión, reutilizando la solución en el mismo proceso, este proceso es de vital importancia, ya que se recupera la amina utilizada. La sección de absorción cuenta con los siguientes equipos: a.- Torre Absorbedora de gases ácidos El gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, el cual cuenta con una malla separadora para asegurar la recuperación de la DEA que el gas haya podido arrastrar. El gas dulce después de pasar por la válvula de control que regula la presión a esta sección es enviado a la red de gas combustible. La DEA recuperara sale del separador de gas combustible y se une a la corriente de DEA proveniente del fondo de la torre Absorbedora (DEA rica), que se envía de nivel a la sección de regeneración de la Dietanolamina. b.- Separador de gas combustible Esta sección, por lo general, se le alimenta de dos corrientes, una de gas ácido y otra de solución acuosa de Dietanolamina. El gas ácido entra por el fondo de la torre Absorbedora a una presión de 1196 lpca y 95 F, para ponerse en contacto a contracorriente con la solución de Dietanolamina regenerada (DEA pobre), la misma que es alimentada por el primer plato de la torre. Antes de entrar a la torre Absorbedora. La DEA pobre pasa por un enfriador donde se mantiene la temperatura hasta unos 104F. c.- Generador de la DEA: Esta sección cuenta con los siguientes equipos: Torre Regeneradora de DEA; Intercambiador DEA rica/DEA pobre; Rehervidor de la Torre Regeneradora; Enfriador de DEA y Gas Acido; Tanque de Balance de DEA Tanque de Desorción de Hidrocarburos; Acumulador de Reflujo de la Torre Regeneradora; Bombas de Reflujo de la Torre Regeneradora; Filtros de DEA pobre Y DEA rica y Bombas de DEA pobre La solución de DEA rica proveniente del fondo de la torre absorbedora y el separador de gas combustible se alimenta al tanque de desorción con el fin de eliminar los hidrocarburos líquidos y parte de los gases ácidos retenidos por la DEA que por efecto de presión se encuentren disueltos en esta solución. La amina rica acumulada en el tanque de desorción, se envía por diferencia de presiones al Intercambiador de calor DEA rica / DEA pobre, donde se calienta por medio de contracorriente de DEA pobre procedente del Rehervidor de la torre regeneradora. Una vez precalentada, la Amina pasa al filtro de DEA rica tipo cartucho, con la finalidad de eliminar los sólidos y partículas de sulfuro presentes en la solución de DEA, formados por el ensuciamiento de la Amina con el gas. Una vez filtrada la solución continúa hacia la torre regeneradora. El gas ácido saturado con agua sale del domo de la torre regeneradora fluyendo hacia el enfriador donde se disminuye la temperatura hasta unos 83 F aproximadamente condensándose de esta manera los vapores de agua. Una corriente de inhibidor de corrosión es suministrada a la línea de alimentación del enfriador, con la finalidad de minimizar la corrosión en este equipo, y de esta forma asegurar la vida útil del equipo. 47

48

La mezcla de ácidos-agua condensada, entran al acumulador de reflujo de la torre regeneradora donde se lleva a cabo la separación de esta mezcla, los gases ácidos son e enviados al quemador a control de presión al quemador y el agua acumulada en este recipiente, se retorna al plato superior de la torre regeneradora en forma de reflujo siendo utilizado para determinar y eliminar el calor de la parte superior de la columna, para que se condensen los compuestos más pesados. La solución de DEA regenerada que sale por el fondo de la torre, entra al rehervdor que actúa como un plato más de la misma torre; la solución es enviada al Rehervidor con la finalidad de elevarle la temperatura produciéndose de esta manera los vapores necesarios para el agotamiento de los ácidos, los cuales salen por la parte superior del Rehervidor retornándose a la torre regeneradora donde a contracorriente son la solución de Amina Rica descendente la despojan de los gases ácidos. El tanque de balance actúa como tanque de carga para las bombas de inyección de DEA. En este tanque se tiene una alimentación de gas combustible para mantener una presión interna constante y proporcionar una carga neta positiva a las bombas. La DEA pobre, es succionado del tanque de balance por las bombas de Amina tipo reciprocante de tres pistones, con el fin de mandar la solución al domo de la torre absorbedora, la presión de descarga de las bombas es de 1196 lpca. , en la descarga de las bombas se cuenta con un cartucho que sirve para inyectar agente antiespumante, que controle la formación de espuma en la torre absorbedora. Las Aminas que se utilizan en el proceso de endulzamiento son: La Monoetanolamina (MEA. Este compuesta es una amina primaria, es un líquido de color claro, transparente e higroscópico con ligero olor amoniacal, cuya formula química es HOCH 2 CH 2 NH 2 La (MEA) es la más reactiva de las Etanolaminas, y además es la base más fuerte de todas las aminas. La MEA ha tenido un uso difundido especialmente en concentraciones bajas de gas ácido. Tiene un peso molecular de 61,08 Unidades de Masa Atómica (UMA). Ahora si esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades, las unidades serán (lb/lbmol). Este peso molecular se considera pequeño, es por ello, que la MEA tiene la mayor capacidad de transporte para los gases ácidos Esto significa menor tasa de circulación de la MEA para remover una determinada concentración de los gases ácidos, de un gas de alimentación. La utilización de la MEA no se recomienda, cuando hay presencia de impurezas tales, como C0S; CS2 y 02. Con todos estos compuestos se forman productos de degradación, los cuales deben de ser removidos añadiendo una solución alcalina, además de instalar un sistema de recuperación. Con la MEA, se logran concentraciones muy bajas de la relación C0 2/H2S, y es eficiente en procesos donde la presión parcial del gas ácido en la corriente de entrada es baja. La corrosión y la formación de espuma son los principales problemas operacionales de la MEA. Otro problema que se presenta es que la

48

49

concentración Porcentual en relación peso/ peso (%P/P), tiene un valor máximo de 15%, luego requiere de grandes cantidades de calor de solución en el sistema, lo que conlleva a una alta demanda calorífica, en el proceso. La presión de vapor de la MEA es mayor que otras aminas en iguales temperaturas. Esto puede incrementar las pérdidas por vaporización. Para mantener el proceso de corrosión bajo, se requiere que la concentración de la solución y la carga del gas ácido en la solución deben mantenerse suficientemente bajas que eviten la formación de bicarbonatos (HC03-) y carbonatos (C03-2), compuestos altamente corrosivos, que se forman por la disociación del Ácido Carbónico H 2 C 0 3 , como ya se sabe este es un ácido de baja estabilidad, que rápidamente de disocia produciendo bicarbonatos y carbonatos. El bicarbonato o carbonato puede reaccionar con el Fe 2 ,, para formar Carbonato Ferroso FeC 0 3 ,considerado uno de los principales productos de la corrosión, en Plantas de Gas, con presencia de Sulfuro de Hidrógeno, Dióxido de Carbono, en cantidades que se les considera gases ácidos. Si hay presencia de agua, en el Sistema, no habrá la menor duda que el proceso de Corrosión este o se haga presente, por la formación del Ácido Carbónico y su posterior disociación. b.- La Dietanolamina (DEA). Este compuesto a temperaturas mayores al ambiente es un líquido claro, higroscópico y viscoso, con un suave olor amoniacal. La DEA es un amina secundaría cuya fórmula química es HN CH 2 CH 2 0H 2 , con un peso molecular de 105,14 Unidades de Masa Atómica (UMA). La DEA tiene su mayor aplicabilidad en el tratamiento de gas de refinerías, en los cuales pueden existir compuestos sulfurosos que pueden degradar la MEA. En la figura 7 se presenta la estructura molecular de la DEA. Figura 7 Estructura Molecular de la DEA

La DEA es más débil que la MEA, pero los productos de la reacción con la DEA no son corrosivos. Además la presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, luego las pérdidas por evaporización con la DEA es menor que con la MEA. La reacción de la DEA con C0S y CS 2 es muy lenta, luego prácticamente no causa problemas por degradación del solvente. La DEA se utiliza para endulzar corrientes de gas natural que contengan hasta un 10%, o más de gases ácidos. Es eficiente a presiones de operación de 500 o más lpcm. Los procesos con DEA han sido diseñados para operar con concentraciones porcentuales de solución entre

49

50

30 y 35 en la relación peso sobre peso %P/P, incluso a esta concentración la DEA no es corrosiva, por lo que se puede trabajar sin ningún temor, que la solución vaya a aumentar el proceso de corrosión, cosa que ocurre a menudo con solución, que se utilizan en los diferentes tratamientos. c.-La Metildietanolamina (MDEA)La fórmula química de este compuesto es CH 3 N CH 2 CH 2 0H 2 La MDEA es una amina terciaria que reacciona lentamente con el (C02), por lo cual para removerlo requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción. Su mejor aplicación en la absorción, es la remoción selectiva del H2S, cuando los gases ácidos están presentes (H2S) y (C02), esto convierte a la (MDEA), en un compuesto selectivo de alta efectividad, para remover al sulfuro de hidrógeno. Si el gas es contactado a presiones suficientemente altas (800-1000 lpcm, bajo ciertas condiciones se puede obtener un gas con calidad para gasoductos. Lo que indica que la concentración del sulfuro de hidrógeno, tiene un valor de 0,25 granos de H 2S/100 PCN. En la figura 8 se presenta la estructura molecular de la MDEA. Figura 8 Estructura Molecular de la MDEA

d.- La Trietanolamina (TEA). Este compuesto es un líquido ligeramente amarillo, higroscópico y viscoso, su mayor utilidad se relaciona con su capacidad humectante La TEA es una amina terciaria, luego es altamente selectiva hacia el H2S, ya que la reacción con el C02, es muy lenta, y desde luego la formación de bicarbonatos y carbonatos es también lenta. La fórmula química de la TEA es N (CH 2 CH 2 0 H ) 3 Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K 2C03) en caliente Este proceso comprende una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio y despojo, con vapor a presión atmosférica. El proceso de absorción se controla esencialmente por el líquido y depende de las tasas de difusión a través de las interfases líquido- vapor y de la reacción con la sal de carbonato. La solución de la sal de carbonato rica se retira en la base del absorbedor y es enviada a temperatura constante, hacia la parte superior de la torre despojadora, en donde una concentración considerable del gas ácido es removida después de expandirla a la presión de regeneración cercana a la presión atmosférica. En este proceso no es necesaria la utilización de intercambiadores de calor, ya que el proceso de absorción se lleva a cabo fundamentalmente en condiciones atmosféricas. Quizás una de las partes más negativas de este proceso, es que logra llevar los gases ácidos a la especificación. Aunque el proceso es económicamente aceptable,

50

51

cuando se desea eliminar altas concentraciones de gases ácidos, de un gas de alimentación. Proceso de Endulzamiento y Recuperación de Azufre (S) La eliminación del Ácido Sulfhídrico o Sulfuro de Hidrógeno H 2 S que acompaña al gas natural, y que se separa en la destilación atmosférica, y que está sobre todo presente en el gas resultante de los procesos de hidrotratamiento, es indispensable para evitar emisiones de azufre durante el quemado de dicho producto como combustible de la propia refinería. La separación del H 2 S de los gases sustentado en la absorción en soluciones acuosas de aminas; la solución rica en H 2 S se regenera por agotamiento con vapor para recircularse a la absorción, y el H 2 S separado se procesa en unidades donde primeramente se realiza una combustión parcial del mismo para generar una proporción adecuada de H 2 S y (S02) que enseguida se hacen reaccionar en una reacción catalítica para generar azufre elemental (S) Componentes Utilizados en el Endulzamiento del Gas Natural con Aminas En las figuras 9 se presenta un diagrama de flujo de una planta de endulzamiento con Amina En la figura 9 se observan que la entrada del gas acido en por debajo de la torre de absorción , mientras que la salida del gas dulce por arriba de la torre, en la figura se observa todo el proceso que se realiza en el proceso de endulzamiento con aminas, ya que como se sabe la amina reacciona con los gases ácidos para formar compuestos de baja efectividad energética, y por lo tanto se puede descomponer el compuesto formado aplicando energía, recuperando con ello las aminas y eliminando los gases ácidos. En la figura se observa también: a.- Un separador de entrada, la principal función de este separador es eliminar los contaminantes que llegan junto al gas de alimentación, entre los cuales se encuentran hidrocarburos líquidos, partículas sólidas, agua y químicos utilizados en el tratamiento del gas. Si estos contaminantes no fuesen separados, podrían causar graves problemas de contaminación al proceso de endulzamiento. b.- El absorbedor o contactor. Este aparato esta formado por una torre donde entran en contacto el gas ácido que llega por la parte inferior de la columna y la solución de amina pobre o regenerada, que llega por la parte superior. Esta torre trabaja a alta presión y baja temperatura. En este contacto el gas ácido es removido de la corriente gaseosa y transferido a la solución. El gas que sale por el tope de al torre es gas tratado, el cual debe de salir con muy poca cantidad de gas ácido, lógicamente esto dependerá de la eficiencia del proceso de endulzamiento, y por ende la eficiencia de los procesos, que dependen del endulzamiento, ya que otros procesos, serán severamente afectados, por la ineficiencia del proceso de endulzamiento. Para calcular el diámetro del absorbedor de amina se utiliza una fórmula especialmente deducida para ello, la cual es:

51

52

Figura 9 Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Aminas

DI=

4 xA

(3)

Donde Di = diámetro interno del absorbedor en pulgadas y A = área total del absorbedor en pies cuadrados (pie2) Para poder resolver la ecuación (3) se necesita convertir en caudal de gas expresado en PCND a condiciones de operación, Luego es necesario conocer la presión y temperatura de operación, además de la gravedad específica o la densidad del gas. Por ejemplo ¿Cuál será el flujo másico en (lb/s) y flujo volumétrico en pie 3 / s de 50 MM PCND de un gas natural, a una Presión de 1000 lpca y Temperatura de 120F, si el gas tiene una gravedad específica al aire de ( ) 0,75 y una densidad de 4,35 (lb/PC) La solución del problema se realiza a través de los factores de conversión, en este caso como se da el valor de la densidad del gas no es necesario realizar cálculos matemáticos para su cuantificación, caso contrario habría que encontrar las condiciones seudo críticas y seudorreducidas, para determinar el valor de l factor de compresibilidad (Z), el cual se determina por lo generan a través de gráficos, como por ejemplo de Standing Katz, para lo cual es necesario tener las 52

53

condiciones seudocríticas y seudorreducidas del sistema, de tal de poder utilizar la gráfica sin problema. 5 x10 7 ( PCN ) x(lbmol ) x0,75 x 28,97 (lb) x(día) lb 33,13 Flujo Másico (día) x379 ,6( PCN ) x(lbmol ) x86400 ( s ) s 33,13(lb) x( PC ) PC 6,97 Flujo Volumétrico ( s ) x 4,35 (lb) s

El área de la sección transversal se puede determinar por la siguiente fórmula:

A

( B) x( ) ( D) x(T ) x C ( K ) x( P)

(4)

Donde: (A) =área de la sección transversal en (P 2); (B)=Factor de Espaciamiento entre platos, si se trata de 24pulgadas, este factor tiene un valor de 0,82, (C)= Factor de corrección de Barton. Los valores de este factor están en función de la temperatura en (R). c.- Tanque de Venteo .Es un recipiente que se utiliza para separar el gas que se disuelve en la solución. Este aparato se instala cuando la presión del absorbedor es mayor a 500 lpcm, y se opera a una presión de 75 lpcm. El propósito principal de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución. d.- Intercambiador de Calor Amina- Amina. El principal objetivo de este aparato es aprovechar el calor que viene de la amina pobre que sale del regenerador. La solución pobre que sale del rehervidor se enfría al pasar por el intercambiador de calor, mientras que la amina rica que viene del absorbedor se calienta hasta aproximadamente 190F. Se recomienda no separar el gas en la tubería, antes de entrar a la columna de regeneración, si esto ocurre el proceso de corrosión se incrementa en grandes proporciones. e.- Regenerador. Este aparato es la columna en la cual se separa el gas ácido de la solución consta de un acumulador de reflujo, en el cual se condensa el agua que regresa al regenerador por la parte superior, y de un rehervidos, que sirve para suministrarle el calor a la torre. El principal objetivo del regenerador es remover el gas ácido contenido en la solución rica. f.- Tanque de Abastecimiento. Este aparato se utiliza para almacenar la solución pobre. Se recomienda tener una constante observación para mantener el nivel de concentración de amina, en vista que si la solución trabaja demasiado diluida o concentrada la planta funciona en forma ineficiente También se debe de tener en cuenta, que si la solución de amina entra en contacto con el aire, esta reaccionará con el oxígeno, perdiendo con ello la habilidad para la remoción de los componentes ácidos del gas, luego se debe tener cuidado, para que no entre aire el aire o entre al tanque de abastecimiento.

53

54

g- Bomba de la Solución Pobre. Aquí ocurre el abastecimiento a la bomba, por lo cual se incrementa la presión de la solución pobre de tal manera que la solución de amina pueda entrar al absorbedor, de tal forma que el proceso pueda realizarse sin mayores problemas operacionales. h.- Recuperador o Reconcentrador Este aparato es como un rehervidor adicional, que se utiliza para regenerar la solución. En este recipiente la amina se evapora y regresa a la torre de regeneración, dejando en el recuperador, los sólidos y demás elementos indeseables que dañan la solución. La alimentación del recuperador llega por el fondo de la torre. Una concentración de 0,5 al 5% P/P de la solución pobre fluye por el recuperador. El caudal es controlado por un controlador de nivel. i.- Regenerador. El principal objetivo de este aparato es remover el gas ácido contenido en la solución rica. Por lo, general en una planta que trabaja con aminas, la torre de regeneración contiene entre 18 y 24 bandejas, y la solución pobre entra en el cuarto plato por debajo del tope. j.- Filtros. Este aparato tiene como objetivo filtrar las impurezas. k.- Enfriador de la Solución Pobre. Este es una especie de intercambiador de calor adicional, tal como la solución pobre que sale del regenerador, por lo general tiene una temperatura muy alta, luego no se puede introducir de esa forma al equipo denominado absorbedor, porque disminuye la capacidad de retención de componentes ácidos. En el intercambiador adicional la solución fluye de los tubos, en donde la solución se enfría hasta 10F por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor. En la figura 10 se presenta un diagrama de flujo de un proceso de endulzamiento con la amina Terciaria MDEA. Como se sabe esta amina es selectiva hacia el Sulfuro de Hidrógeno, ya que la reacción con el Dióxido de Carbono es muy lenta, y por lo tanto prácticamente no hay reacción con este componente. En la figura 10 se observa que el gas de alimentación ácido ingresa por la parte de debajo de la torre de absorción, donde se encuentra con la solución pobre de la amina, mientras que por la parte de arriba de la torre sale el gas tratado. En la gráfica se observa todo el procedimiento, que hay que realizar para obtener el gas dulce y que este dentro de la Norma de comercio. 2.-Proceso de Absorción con Solventes Físicos Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. En estos procesos el calor de reacción es menor que el calor de reacción con solventes químicos. Aquí el proceso tiene mayor efectividad, cuando se trabaja con una alta presión parcial del gas ácido y bajas temperaturas. Si el solvente físico se utiliza para la remoción del (C0 2), la regeneración del solvente puede realizarse simplemente por reducción de la presión de operación. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas en forma simultánea 54

55

Figura 10 Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Amina

Una de las principales desventaja de la utilización de los solventes físicos es que incrementar la solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, como por ejemplo, propano y compuestos más pesados (C 3+), y por ende se incrementa la posibilidad que haya reacción con los hidrocarburos, disminuyendo con ello la efectividad del proceso de endulzamiento. Hay, también solventes físicos, que tienen mayor selectividad hacía la absorción del H 2S, en presencia de C02., que los solventes químicos. 3.-Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos Estos procesos trabajan con combinaciones de solventes químicos y físicos, es lógico que presenten las características de ambos. La regeneración del solvente se logra por separación en etapas múltiples y fraccionamiento. Estos solventes pueden remover todos los gases ácidos, incluso el COS; CS 2 y mercaptanos. La selectividad hacia él (H2S) se obtiene ajustando la composición del solvente y/o el tiempo de contacto .La solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, no presenta un .grave problema, para la eficiencia del proceso. b.- Proceso de Endulzamiento por Adsorción. Los. Procesos de adsorción, en general se caracterizan por adsorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de gas natural. El proceso, también lleva asociado calor de la solución, el cual es considerablemente más bajo que el calor de reacción de los procesos de reacción con solventes químicos. La carga de gas ácido en los solventes físicos o en los procesos de adsorción es proporcional a la

55

56

presión parcial del componente ácido del gas que se desea tratar El proceso de adsorción es un proceso de separación para remover impurezas basadas en el hecho de que ciertos materiales altamente porosos fijan ciertos tipos de moléculas en su superficie. La adsorción es un fenómeno de superficie exhibido por un sólido (adsorbente) que le permite contener o concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas (adsortivo) sobre su superficie. Esta propiedad es debida a la adhesión. En la Adsorción. la corriente de gas natural hace contacto con sustancia sólidas que tienen propiedades adsorbentes, las cuales se encuentran empacados dentro de las torres adsorbedoras reteniendo selectivamente las moléculas de los gases ácidos del gas tratado. La regeneración de los lechos secos se realiza mediante la aplicación de calor. El proceso de endulzamiento a través de la adsorción, por lo general es utilizado en gases donde la presión parcial de los componentes ácidos es baja. En el comercio existen varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes afinidades para varios componentes. En general el orden de adsorción es agua; H 2S y C02.Para la remoción de H2S y C02, el agua debe removerse inicialmente resultando lechos de adsorción separados. La regeneración de los lechos permite la remoción del agua y su posterior condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso, lo que conlleva a la recuperación del gas. c.- Procesos de Endulzamiento por Conversión Directa Estos procesos se caracterizan por la selectividad hacia él (H2S), el cual es removido en forma preferencial por un solvente que circula en el sistema. Estos procesos son de importancia, para evitar la contaminación ambiental del (H 2S. El proceso opera mediante escalas redox. Aquí el solvente es una mezcla conformada por carbonato de sodio + Ácido Antraquinón Disulfónico (ADA)+ Metavanadato de Sodio, que actúa como activador Por lo general, este proceso opera con presiones que van de 14,7 lpca hasta 735 lpca, y con temperaturas desde 70 a 110 F. El proceso es de gran importancia, en la eliminación del Sulfuro de Hidrógeno de la corriente del gas Las etapas reconocidas son: 1.- Absorción del (H2S) en una solución alcalina 2.- Oxidación del (H2S) por el metavanadato de Na para convertirlo en azufre 3.- Oxidación del vanadato por medio del ADA 4.- Oxidación del ADA reducida con aire. d.- Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares Se pueden utilizar para absorber físicamente los gases ácidos y luego se regeneran utilizando elevadas temperaturas o disminuciones de la presión. Las mallas moleculares son consideradas un método sofisticado, por lo tanto se utilizan fundamentalmente, cuando necesitan eliminar pequeñas cantidades de gases ácidos, sobretodo para dejar el gas en la norma. 56

57

e.- Proceso de Endulzamiento por Membranas En la actualidad se están utilizando bastante las membranas permeables. La separación se logra aprovechando la ventaja de las diferencias de afinidad / difusividad, ya que el H 20; H2S y C02 son altos difusores, esto indica que pueden pasar a través de una membrana con mayor facilidad que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz. Esto permite separar las impurezas del gas natural. El manejo de las membranas esta basado. En el uso de las membranas permeables para la separación del gas ácido. La separación se logra aprovechando las ventajas de las diferencias de afinidad / difusividad. El efecto de separación no es absoluto y por lo tanto, siempre habrá pérdidas de hidrocarburos en la corriente de gas ácido. f.-Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno el proceso de Enduzamiento de Gas natural, también se puede emplear sustancias químicas que capaces de atrapar el H2S y eliminarlo de la mezcla gaseosa Consecuencia de no Endulzar La principal consecuencia de no Realizar el Proceso de Endulzamiento del Gas Uno de las principales consecuencia de la presencia de gases ácidos es la corrosión. La corrosión es una condición operacional que se debe manejar en todas las instalaciones de endulzamiento El tipo de solución endulzadora y su concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de corrosión. Los lugares más propensos a la corrosión son el rehervidor, el intercambiador de calor y el generador, debido a las temperaturas elevadas que se manejan. La selección adecuada de un método, para realizar el proceso de endulzamiento del gas natural, es de gran importancia. En realidad existen muchos procesos para la remoción de los gases ácido de las corrientes del gas natural. Antes de seleccionar un determinado proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del gas de alimentación y las condiciones de flujo, así como los requerimientos específicos del gas residual. Luego se recomienda realizar una evaluación de todos los procesos existentes, con el objetivo de seleccionar la mejor opción. Los principales factores que se deben de considerar para la selección de un proceso de endulzamiento con alta eficiencia son: a.- Regulaciones de Contaminantes en el Ambiente En este se refiere a la presencia de H2S, C02, C0S, RHS, etc. Aquí se recomienda analizar en forma exhaustiva las Normas, que Venezuela establecer, referidas a la cantidad de los gases ácidos que se permiten en el ambiente, también las leyes internacionales del tema. b.- Tipo y Concentración de las Impurezas en el Gas Ácido a Remover Con el objetivo de seleccionar un proceso de alta eficiencia en el proceso de endulzamiento es necesario tener un preciso conocimiento de la composición y concentración del gas de alimentación. Existen procesos que son de alta eficiencia para la eliminación del Dióxido de Carbono (C0 2), mientras que otros lo son para la eliminación del Sulfuro de Hidrógeno (H 2S) e impurezas en general. Esto es necesario hacerlo, ya que el C0S y el CS2, reaccionan con la MEA en forma 57

58

irreversible, produciendo con ello la degradación de la solución, y por ende detienen o hace ineficiente el proceso de endulzamiento. También la presencia de hidrocarburos líquidos y agua son problemáticos para la eficiencia del proceso. c.- Tipo y Composición de las Impurezas del Gas a Tratar Para una mayor eficiencia del proceso de endulzamiento es necesario conocer con un cierto grado de precisión, el tipo y la concentración de los gases ácidos. Tal, como hay procesos de endulzamientos que son de alta efectividad, pero en concentraciones bajas de los gases ácidos. d.- Especificaciones del Gas Residual. En este caso es de gran importancia saber, donde será utilizado el gas dulce. Esto significa que no todos los procesos de endulzamiento pueden alcanzar las especificaciones válidas para la industria. e.- Temperatura y Presión del Gas Ácido y del Endulzado. Cuando el proceso de endulzamiento se realiza con MEA La temperatura del gas de carga varía de 50 a 150F y la temperatura del proceso varía entre 100 y 270 F, con lo cual el H 2S se puede recuperar casi el 100%, mientras que las presiones varían desde atmosférica hasta 1500 lpcm Otros factores a tomar en cuenta son Volumen del gas a ser procesado; control de la Corrosión; Fracción molar de los hidrocarburos en el gas; requerimientos de selectividad; Costos de operación; Especificaciones de los productos líquidos. Factores Involucrados en la Selección de un Método de Endulzamiento .El procedimiento de selección de un método de endulzamiento tiene una gran importancia y los factores que están involucrados en la selección del proceso de endulzamiento son: a.- La afinidad del solvente o los gases ácidos con los hidrocarburos b.- Degradación de los solventes por la presencia de oxígeno o trazas de componentes contaminantes. c.- Costos operativos y confiabilidad del proceso; d.- Condiciones climáticas y toxicidad del solvente o reactivo utilizado; e.-Disposición de los subproductos. Diseño de Sistemas de Enduzalmiento con el Solvente MEA. En la figura 11 se representa un esquema básico de una planta de MEA. En la figura 11 se indican las diferentes etapas por las que debe de pasar un proceso de endulzamiento con el solvente químico MEA, de tal forma que el proceso de endulzamiento tenga la mayor eficiencia, tal como se señala antes la MEA es una amina primaria, por lo tanto no es selectiva, ni para el Sulfuro de Hidrógeno ni para el Dióxido de Carbono, lo que significa que pueden reaccionar con ambos a la vez, esto es de vital importancia para el proceso de endulzamiento del gas natural, sobre todo para la utilidad de la MEA.: 58

59

Figura 11 Planta de Endulzamiento con MEA

a.- Condiciones de alimentación.: Aquí se refiere al gas que deberá de ingresar a planta de endulzamiento, y las condiciones operaciones del mismo. Por ejemplo. Se requiere endulzar 100 MM PCND, y el gas entra a la planta a una presión de 500 lpca y temperatura de 120 F El contenido de gases ácido es de 8,50% de C0 2 y 4500 ppm, V de H 2S. Se espera que el gas salga de la planta cumpliendo con la norma establecida para el gas natural. Lo que corresponde a no más de 3% de C02 y no más de 4 ppm,V de H2S. Los cálculos para el diseño de la plantas, parten de lo siguiente. Sí la gravedad específica del gas al aire tiene un valor de 0,70, Luego :TSC=390 R PSC=665 lpca, luego TSR=1,48 PSR=0,75 Z=0,92 El peso molecular aparente de la mezcla es (MA=28,97x0,70=20,28 (lb/lbmol), mientras que la densidad en condiciones de operación:

G

PxM A ZxRxT

500 (lpca) x 20 ,28 (lb) x(lbmol )( R) 0,92 x10 ,73(lpca)( PC ) x580 ( R)

1,77

lb PC

El caudal de alimentación se puede expresar como: 1x10 8 ( PCN ) x(lbmol ) x 20 ,28 (lb) x(día) (día) x379 ,6( PCN ) x(lbmol ) x86400 ( s )

61,83

59

lb Tasa Másica s

60

61,83

lb 1 PC x x s 1,77 lb

n 61,83

lb 1 x s 20,28

PC Tasa Volumétrica s

34,93

lbmol 3600 s x x lb 1 hora

10976

lbmol flujo molar hora

b.- Gas Ácido que Debe de Ser Removido. Si los requerimientos de la planta de endulzado indican que, el gas debe de salir con un contenido máximo de 2% de C02 y 3 ppm,V de H2S. Luego será necesario remover (8,50-2,00)=6,50%º, para el C02 y (4500-3,0)=4497 ppm,V para el H2S. Luego el gas ácido a remover es (6,9497% 6,95%). Luego el volumen de gas ácido a ser removido es: 1x108x0,0695=6,95 MM PCND. Esta cantidad en términos de flujo molar será 6,95 x10 6 ( PCN ) x(lbmol ) x(día) lbmol n 762 ,86 (día) x379 ,6( PCN ) x 24 (horas) hora La presión parcial de los gases ácidos en el gas de alimentación es: P(C02)=500x0,085=42,50 lpca y

P(H2S)=500x0,0045=2,25 lpc

Presión Parcial de (H2S+C02)=44,75 lpca c.- Tasa de circulación de la MEA Las investigaciones indican que tres moles de MEA remueven una libramos de gas ácido. Luego los moles de MEA que se necesitan para remover los gases ácidos (C02+H2S) se obtienen multiplicando por tres la tasa molar del gas ácido. Y a partir de este resultado se cuantifica la tasa másica de la MEA, la cual tiene un peso molecular de 61,08 (lb/lbmol). En forma adiciona se sabe que la Amina participa por lo general con una concentración porcentual de 15% P/P, siendo el solvente utilizado agua. Desde luego, se supone que el agua utilizada tendrá que cumplir con los requerimientos establecidos que este proceso sea de una alta eficiencia, lo que indica que no se puede utilizar un agua que no reúna los requerimientos exigidos por la norma, de tal forma que hay que tener siempre en cuenta estos requirimientos. 762 ,86 (lbmol ) x3x61,08 (lb) x100 (hora) x(lbmol ) x15

931909 ,78

lb tasa másica de la MEA hora

Si se sabe que la densidad de la MEA es 62,3439 (lb/PC), se obtiene: 931909 ,78 (lb) x( PC ) x(hora) PC 4,15 tasa volumétrica de la MEA (hora) x62 ,3439 (lb) x3600 ( s ) s 4,15 ( PC ) x7,48 ( gal ) x60 ( s ) gal 1862 ,52 1862 ,52 gpm tasa de circulación de MEA ( s ) x( PC ) x(min) min

60

61

Estos cálculos se pueden en realizar también utilizando la Ecuación de Barton gpm=

Fa x xy C (MEA)

(5)

Donde: (GPM)= galones por minuto de amina; (Fa)= Factor de amina, cuando se trata de la MEA, este factor tiene un valor de 41, mientras que si es la DEA, el valor es 32 ;(y)= contenido de gas ácido en %V/V y (Z MEA)= concentración porcentual de la amina en %P/P y = Caudal de alimentación en MMPCND gpm

41 x100 x0,0695 0,15

1899 ,67 ( gpm)

41 x100 x0,895 2446 ,33( gpm) 0,15 Las dimensiones de la planta, se pueden resolver utilizado las figuras señaladas en este texto. Para ello se sabe el galonaje o tasa de circulación de la Amina. El diámetro del absorber, se determina a través de la Ecuación de Barton. El dimensionamiento del absorbedor se puede determinar conociendo el tamaño de la torre, la cual se determina con el caudal del gas y la presión de trabajo. Para determinar la cantidad de calor que se genera por efectos de la reacción entre el gas ácido y la solución, así como la cantidad de calor que, a su vez recoge el gas en su ascenso hacia el tope de la torre, se determinan utilizando las leyes de la termodinámica. El Calor que finalmente permanecerá en la solución, se le resta al calor total producido el calor absorbido por el gas. Este cálculo permite determinar la temperatura de descarga de la solución, ya que esta se determina a partir del calor absorbido por la solución, para ello se requiere conocer el calor específico de la solución. gpm

El cálculo del intercambiador de salida de la solución esta limitado por la temperatura máxima a la cual se puede llevar la solución rica, a la entrada del regenerador. El calor que absorbe la solución rica debe de ser retirado de la amina que sale del regenerador, con lo cual la temperatura de la solución pobre desciende en su valor de temperatura. La carga calorífica del rehervido se determina aumentado la temperatura de la solución desde el punto de entrada a la torre hasta el punto de ebullición de la solución en el rehervidor. Corrosión por Presencia de Gases Ácidos Este proceso de corrosión se divide: a.- Corrosión dulce o corrosión por Dióxido de Carbono (CO 2).Este tipo de corrosión, representa uno de los principales problemas que confronta la industria petrolera. En vista que el C02 en presencia de agua libre forma ácido carbónico (H2C03). El ácido ataca al hierro y forma bicarbonato de hierro soluble (Fe(HC0 3)2), que al calentarse libera Dióxido de Carbono (C0 2), mientras que el hierro forma un óxido insoluble. Si en el medio esta presente el Sulfuro de Hidrógeno (H 2S)

61

62

reaccionará con este óxido para formar Sulfuro Ferroso (FeS). Todo, esto ocasiona deterioros severos en los equipos e instalaciones pertenecientes al área de producción, almacenaje y transporte. Debido a su bajo costo el material de construcción mayormente utilizado es el acero al carbono, el cual es altamente susceptible a ser corroído por la presencia de un alto contenido de Dióxido de Carbono (CO2). Es necesario entender el proceso de corrosión por CO 2 para poder predecir, prevenir y atacar sus efectos de manera efectiva. Éste tipo de corrosión es común en sistemas de transporte de gas que contengan dicho elemento en presencia de agua. El mecanismo de corrosión por CO 2, conocida como corrosión dulce envuelve una serie de reacciones químicas que pueden ser divididas en las siguientes etapas Etapa I. En esta etapa ocurre la reacción entre el dióxido de carbono (CO 2) y el agua. Es decir que el dióxido de carbono se disuelve en agua formando Ácido Carbónico (H2C03), que un ácido débil, lo que significa que muy rápidamente se descompone, ya que se producen componentes que son altamente corrosivos creándose un ambiente sumamente corrosivo. El H 2CO3 obtenido sufre una doble disociación formando en primer lugar iones bicarbonato (HC03-) y luego iones carbonatos (C03-2). Las reacciones químicas de mayor importancia, y que pueden ser demostradas son: C02

H20

H 2C 03 HC 0 3

H 2C 03

(6)

H HC 0 3

(7)

C 032

(8)

H

Etapa II. En esta etapa ocurre el transporte de los reactantes desde la solución hasta la superficie del metal, proceso que se caracteriza, según las siguientes reacciones: H 2 C 0 3 ( solución) H 2 C 0 3 (sup erficie ) (9) HC 0 3 ( solución)

H ( solución)

HC 0 3 (sup erficie )

H (sup erficie )

(10) (11)

Etapa III. En esta etapa ocurren dos reacciones simultáneamente, siendo una de ellas: la disolución del hierro metálico (Fe) en la intercara metal/electrolito. Esto significa que el hierro (Fe) de la tubería se oxida, lo que sería una reacción anódica (12) Fe Fe 2 2e Los iones de hidrógeno (H+) formados en la doble disociación del ácido carbónico se reducen al ganar los dos electrones producidos por la oxidación del hierro, la reacción de reducción, que es una reacción que también ocurre en la intercara metal /electrolito es: 2H

2e

62

H2

(13)

63

Etapa IV. En esta etapa se lleva a cabo el transporte de los productos del proceso de corrosión desde la superficie del metal hasta el fluido., en donde las especies disueltas se combinan formando una sal, denominada Carbonato Ferroso (FeCO 3 ), aunque en la industria se acostumbra a llamarle Carbonato de Hierro, proceso que ocurre, según la siguiente reacción, para determinar si hay o no hay Carbonato de Hierro, que se considera producto de la corrosión, basta con determina el producto iónico, y si este es mayor que la constante de producto de solubilidad del Carbonato de Hierro, se puede asegura, sin ninguna duda, que se ha formado el precipitado, desde luego hay varios factores y procesos que catalizan esta reacción, como lo es por ejemplo la presencia de cloruros. Fe

2

C 032

(14)

FeC 0 3

En la industria en algunos casos la producción de Carbonato de Hierro, se la adjudica a la reacción: Fe H 2 C 0 3 FeC 0 3 H 2 (15) Reacción, que en condiciones de producción petrolera difícilmente ocurre, ya que el Ácido Carbónico H 2 C 0 3 es inestable, y si hay presencia de agua muy

fácilmente se disocia en Bicarbonato HC 0 3 altamente corrosivos.

y Carbonatos

C 0 3 2 , ambos

El compuesto Carbonato Ferroso FeC 0 3 , que por lo común en la industria se le llama Carbonato de Hierro es obtenido como producto de la corrosión se precipita, depositándose sobre la superficie del metal, donde forma una capa del compuesto formado, proporcionando con ello cierto grado de protección al acero contra una mayor corrosión cuando no es removida (debido a la acción del flujo) de la superficie del metal, aunque desde luego la formación del precipitado estará totalmente relacionado con la temperatura de la reacción, además del patrón de flujo, y la velocidad del fluidos. Por la posibilidad de protección de la corrosión por la formación de la sal es algo, que habrá que estudiar mucho. lo Una manera de predecir la corrosión por el Dióxido de Carbono es determinar la presión parcial del gas, la cual se calcula como se muestra a continuación:

PP (C 0 2 )

X (C 0 2 ) xPT

%C 0 2 xPT 100

(16)

Donde: (PP)= presión parcial del dióxido de carbono y(PT)= presión total del sistema La norma MR0175 de la Asociación Nacional de Ingeniería de Corrosión (N.A.C.E) y API publicación N° 6-1976 señala que: Para presiones parciales de CO2 menores de 7 lpcm la corrosión es leve Para presiones parciales de CO2 que oscilan entre 7 y 30 lpcm se asume corrosión moderada Para presiones parciales de CO2 mayores de 30 lpcm la corrosión es severa Este principio no es siempre aplicable cuando hay presencia de agua salada, ya que las sales disueltas causan tasas de corrosión que se incrementan considerablemente. 63

64

La ley de Henry expresa que la cantidad de gas disuelto en una fase líquida es directamente proporcional a la presión parcial del gas sobre el líquido a una temperatura dada La ley de Henry expresa que la cantidad de gas disuelto en una fase líquida es directamente proporcional a la presión parcial del gas sobre el líquido a una temperatura dada, este principio de expresa a través de la siguiente ecuación:

C

HxPP (C 0 2 )

(17)

Donde (C) = concentración del gas en solución y (H)= constante de Henry Tipos de Corrosión por CO2:Ikeda ha clasificado la capa de carbonato de hierro en la superficie del metal en tres diferentes tipos, dependiendo de las propiedades físicas de la capa y la temperatura a la cual se forma, el producto de la corrosión, que en este caso es el Carbonato Ferroso o simplemente Carbonato de Hierro, como se le denomina en la industria. Tipo I: La corrosión es homogénea y ocurre a temperaturas menores de 140F y pH menores de 5, que no contribuyen a la formación de una película estable sobre el metal. La disolución del hierro no es alta, pequeñas cantidades de (FeCO 3) se forman en la superficie y por ende el producto de corrosión no cubre enteramente la superficie, y además tiene poca capacidad de adhesión y es arrastrado de la superficie del metal por el fluido en movimiento, pasando a la solución. Tipo II: La corrosión es localizada, se define para temperaturas intermedias cercanas a los 212F. En este rasgo de temperatura se produce la mayor tasa de corrosión y se observan picaduras en el metal. Simultáneamente, comienza el crecimiento de cristales de (FeCO3), sobre la superficie del metal, creándose gran cantidad de sitios de alta y baja densidad electrónica, de esta manera la capa de (FeCO3), será heterogénea de lento crecimiento y porosa, los poros presentes actuarán como sitios anódicos en el proceso de corrosión, y con ello propician la corrosión localizada Tipo III: Ocurre a temperaturas superiores a los 392F, la corrosión disminuye por la formación de una capa delgada, compacta, adherente y de buenas propiedades mecánicas de (FeCO3). La velocidad de disolución del hierro y la velocidad de formación del FeCO3 son altas, de tal manera que la núcleación de cristales de FeCO3 sobre la superficie es rápida y uniforme. Alrededor de los 392 F se observa un nuevo incremento en la velocidad del Proceso de corrosión, el cual podría atribuirse a la formación de un óxido de hierro, cuya fórmula es (Fe 3O4), disminuyendo la estabilidad y protección de la capa de pasivación. En general, podría establecerse que las velocidades de corrosión por dióxido de carbono alcanzan un máximo cuando la temperatura está por debajo de 212 F. Factores que influyen en el Proceso de corrosión por CO2.Los factores que influyen sobre este proceso de corrosión son:

64

65

.a.-

pH de la solución: desempeña un rol importante cuando se forman capas de carbonatos, debido a que la solubilidad de éstos disminuye a medida que el pH aumenta. En el nivel de pH medio (4-10), la velocidad de corrosión está controlada por la velocidad de transporte del oxidante tiende a seguir uno de los tres patrones generales. b.- Temperatura: la formación y protección que ofrece la capa de carbonato de hierro depende de la temperatura. La velocidad de corrosión tiende a aumentar conforme se eleva la temperatura El aumento de la temperatura disminuye la solubilidad del CO2. c.- Presión: La presión incrementa la solubilidad del CO 2 en el agua, provocando la disminución del pH. y la presión parcial de CO 2 influye de tal forma que la velocidad de corrosión se incrementa en función de ésta en un orden exponencial de 0.5 – 0.8. Como, se sabe la presión es un parámetro de mucha influencia en sistemas gaseosos, por lo tanto su influencia en los procesos de corrosión, tiene que se tenida en cuenta. d.- Flujo: es otra variable muy importante en la corrosión por CO 2. El flujo en forma líquida afecta las reacciones químicas o electroquímicas en los procesos de corrosión. Así mismo, puede contribuir a la formación de una película estable sobre la superficie del metal por incremento de transferencia de masa, pero también puede remover la capa protectora por erosión. e.- Concentración: la concentración de iones inorgánicos, tales como Calcio; (Ca+2); Carbonatos (C03-2) y Ferrosos (Fe+2) en solución acuosa, determinan la formación y composición de los productos de corrosión. Existen también otros factores que afectan la corrosión, tales como: Dimensión del sistema.; Régimen de flujo.; Relación volumétrica entre fases. Velocidad de los flujos.; Características fisicoquímicas del medio.; Material expuesto. y Presencia de sólidos en el fluido. b. Corrosión Ácida o Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno (H 2S) Este tipo de corrosión; se presenta en la industria petrolera asociada a los pozos de producción de hidrocarburos ácidos o gases ácidos (gases o petróleos que contienen azufre). La presencia de este gas es posible en mayor o menor proporción en función del yacimiento en producción. El contenido de azufre presente en el gas es producto de ciertas reacciones químicas con mercaptanos (RHS) y disulfuros (CS 2), así como reacciones metabólicas de organismos microbianos anaerobios. El gas H 2S disuelto en agua en pequeñas cantidades, puede crear un ambiente sumamente corrosivo, desde luego este proceso estará relacionado con la presión de vapor, de la solución formada, y por ende bajo la influencia de todos los factores, con lo cual esta involucrado la presión de vapor. Este tipo de ataque puede ser identificado dada la formación de una capa negra de sulfuro de hierro sobre la superficie metálica, la cual es conocida como corrosión general por H 2S. El mecanismo bajo el cual opera se resume en tres etapas 65

66

Etapa I. El sulfuro de hidrogeno gaseoso (H2S) se disuelve en agua donde ocurre una doble disociación, proceso que ocurre, según lo siguiente: H2S

H

HS

(18)

HS

H

S

2

(19)

Estas reacciones, no tienen mucha importancia en el proceso de corrosión, ya que su reacción es lenta, por lo tanto su influencia en el proceso de corrosión no es alta Etapa II. En esta etapa ocurre, la disolución del hierro en la interacara metal /electrolito, (20) Fe Fe 2 2e Etapa III. Los cationes Ferroso (Fe+2) reaccionan para formar Sulfuro Ferroso, la reacción es: (21) Fe 2 S 2 FeS Esta última reacción es la reacción de corrosión para la formación de Sulfuro Ferroso o simplemente Sulfuro de Hierro. Aunque también hay que tener en cuenta como producto de la corrosión, la reacción: Fe H 2 S de agua

FeS

H 2 , reacción que podría ocurrir sin necesidad de la presencia

La capacidad protectora de la capa de sulfuro de hierro dependerá de las propiedades físicas y homogeneidad de la misma. Varios productos del tipo ( FeXSy) pueden formarse dependiendo de la presión parcial del sulfuro de hidrógeno gaseoso. A presiones parciales de H 2S por debajo de 0,1 lpcm., se forman los productos más protectores ( FeS y FeS 2) mientras que por encima de este valor, se forman productos más imperfectos ( Fe 9S8) que permiten la difusión del Fe2+ y son menos protectores Además de la corrosión general, se pueden presentar otros dos tipos de corrosión por H 2S. Estos son: 1.- Corrosión bajo tensión Por presencia de Sulfuro de Hidrógeno (CBTS) en presencia de sulfuros en la cual la resistencia mecánica de los aceros, la presencia de esfuerzos residuales y/o externos anudado a un medio sulfurado, promueven este fenómeno. La norma NACE-MR-01-75 [19] establece criterios para determinar cuando un medio puede ocasionar fallas por corrosión de sulfuros (FCPS), considerando que en un sistema puede ocurrir (FCPS) cuando la presión parcial del H2S en el gas es mayor o igual a 0,05 lpcm. Adicionalmente la norma especifica que el material debe tener una dureza superior a 22 Unidades de dureza (HRc) para que se considere susceptible a la corrosión bajo tensión en presencia de sulfuros, e indica que es poco probable que en un material con una dureza menor a la indicada ocurra este tipo de corrosión, pero puede ocurrir 66

67

corrosión uniforme causada por H2S. La presión parcial del Sulfuro de Hidrógeno, seguramente un poco cuestionada por utilizar el concepto de gas ideal, ya que utiliza el concepto de la ley de Dalton, por lo tanto válida para los gases ideales, se determina por la siguiente fórmula: PP ( H 2 S )

PT X ( H 2 S )

PT xppm,V ( H 2 S ) x10

6

(22)

2.- Corrosión por Agrietamiento inducido por hidrógeno, este tipo de corrosión se simboliza por las letras (CIH) e. Involucra la formación, crecimiento y unión de ampollas internas producto de un mecanismo de fragilización por hidrógeno. Este fenómeno a diferencia (CBTS) ocurre en algunos aceros de mediana resistencia que generalmente han sido aceptados para operar en ambientes ácidos, según la norma NACE TM-01-77.Los factores que promueven este tipo de ataque son: pH ácidos, temperatura entre 50 y 95 F, trabajo en frío, aplicación de esfuerzos externos no necesariamente por encima del valor de fluencia y a presiones parciales de H2S por encima de 0,015 lpcm. c.- Corrosión por efecto combinado de CO 2 y H2S .El gas proveniente de los pozos de producción presenta mezcla en concentraciones variables de H 2S, CO2 y Cl-. La presencia de alguno de estos agentes, en un medio acuosos, es capaz de producir graves daños por corrosión, pero la combinación de los mismos puede acelerar o disminuir la velocidad de corrosión y la criticidad del daño esperado. Es importante el efecto del H2S en la corrosión por CO2 y su comportamiento, ya que pueden formarse películas de productos de corrosión en forma competitiva entre sulfuro de hierro( FeS) y carbonato de hierro ( FeCO 3), lo que puede, ir en función de la temperatura, concentración del agente corrosivo y presión, acelerar o disminuir la velocidad de corrosión, por lo que se considera importante definir cuál de los mecanismos de corrosión ( Por CO 2 o por H2S) es el predominante, antes de determinar el comportamiento de la velocidad de corrosión en un sistema determinado , según los resultados obtenidos por Kane la relación entre las presiones parciales de H2S y CO2 proporciona un indicativo que permitirá determinar el mecanismo de corrosión predominante en el sistema:

Pp (C 0 2 ) PP ( H 2 S ) PP (C 0 2 ) PP ( H 2 S )

200 Corrosión por C02

(23)

200 Corrosión por H2S

(24)

Ejemplo si una mezcla de gas natural a una presión de 1500 lpca y temperatura de 130 F, tiene un contenido de 8,45%V/V de C0 2 y 950 ppm,V de H2S:¿Cuál será el mecanismo de corrosión predominante? PP (C 0 2 ) 0,0845x1500 126,75lpca

PP ( H 2 S )

950x1500x10

6

1,43lpca

67

68

126,75/1,43=88,6490%V/V). A estos yacimientos se les conoce también como yacimientos no asociados. La Relación Gas- Petróleo se define como los pies cúbicos de gas producidos por cada barril de petróleo producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándares Las condiciones de separación como presión, temperatura y número de etapas afectan el valor de la relación Gas- Petróleo Cálculo de las Reservas de un Yacimiento: Para el cálculo de reservas de yacimiento de gas seco se supone conocido el gas original en el yacimiento, como se conoce también las condiciones iniciales de presión y temperatura. Luego se puede calcular el gas producido cuando la presión disminuye hasta un valor determinado. Por ejemplo: se determina que un yacimiento contiene 200 millones de pies cúbicos normales de gas seco (200MM PCN) , el cual se encuentra a una presión de 3500 libras por pulgadas al cuadrado absolutas lpca y a una temperatura de 250 F¿ Cuántos pies cúbicos normales (PCN) de metano(C 1) se han producido cuando la presión disminuye a 2000 lpca en forma isotérmica? Solución: Gran mayoría de los datos de los parámetros necesarios para la resolución de este problema están tabulados, o se pueden obtener en forma gráfica. Luego la temperatura y presión crítica para el metano (C 1) PC = 667,75 lpca y TC =343,20 R, luego con estos parámetros se calculan la presión y temperatura seudorreducido y con ellos el factor de compresibilidad, en condiciones iniciales y finales: PR= 3500/ 667,75=5,24 y TR = 710 / 343,20 =2,07, en donde Z 1=0,95 y PR= 2000/667,75=3,00

Z2=0,93

Número de moles de metano, en las condiciones iniciales y finales:

4

n1

P1 xV1 Z1 xT1 xR

3500(lpca) x2 x108 ( PCN )(lbmol)(R) 0,95x10,73(lpca)(PCN ) x710( R)

96720017(lbmol)

El número de moles de metano en condiciones finales:

n2

2000(lpca) x2 x108 ( PCN ) x(lbmol)(R) 0,93x10,73(lpca)(PCN ) x710( R)

P2 xV2 Z 2 xT1 xRx

56457153(lbmol)

El número de moles de metano producidos (n p) equivalen a la diferencia entre los moles iniciales y finales: nP = n1 - n2 =96720017-56457153 =40262864 (lbmol) b.- Cálculo del Gradiente de Presión :La definición de gradiente de presión indica, que se entiende por gradiente de presión al vector perpendicular a la isobara o la superficie isobárica y dirigido hacia valores bajos de presión, también se dice que el gradiente de presión es la diferencia de presión entre dos puntos Para el cálculo del gradiente en un pozo de gas seco se requiere determinar la densidad del gas a la presión y temperatura operación, y a la profundidad a la cual se desea el gradiente En términos generales, se sabe que la densidad incrementa su valor, con la profundidad, esto se debe al aumento de la columna de gas. Lo cual, se compensa en forma parcial por la disminución de la densidad a medida que aumenta la temperatura con la profundidad. En un margen de aproximaciones de medidas, se puede asumir una densidad constante, para extrapolaciones de hasta más o menos 500 pies (P) .Luego se puede señalar que un gradiente de presión es la variación de la presión en función de la profundidad del pozo. Para el volumen del yacimiento se puede determinar como una relación del área que ocupa el yacimiento en pies cuadrados (P2) y la profundidad del yacimiento en pie (P). Y como el gradiente de presión esta relacionado con la densidad del gas, la cual se determina por las fórmulas:

g

g

=

=

MxP ZxRxT

(1)

28,97 x xP ZxRxT

(2)

Donde: ( G) es la densidad del gas en (lb/PC); (M) es el peso molecular aparente del gas en (lb/lbmol); (P ) es la presión de operación en (lpca); (T) es la temperatura de operación en grados (R); (R ) es la constante universal de los gases, que en este caso tiene un valor de (10,73 lpca x PC/ lbmol R), (Z) es el factor de compresibilidad a T y P de operación y ( ) es la gravedad específica del gas al aire. Con el objetivo de buscar un valor promedio para la densidad promedio ( P) entre las condiciones del cabezal y las condiciones de fondo. Lo que indica que se tendría: 5

PS Z S xTS x

PP Z P xTP x

S

(3) P

En este caso la letra (S) representa las condiciones del cabezal o condiciones iniciales y la letra (P) representa las condiciones promedio. Si se parte de la base que las condiciones iniciales son las mismas que las condiciones estándar. Bajo este premisa se tiene entonces, que Z S=1,00; TS =520 R y PS =14,73 lpca. Además se sabe que en condiciones normales: S=

Gx (aire) =

Gx0,0764(lb/PC)

(4)

Luego queda para la densidad promedio: P=

2,70 xPP x Z P xTP

(5)

El gradiente (Grd) del fluido del yacimiento se obtiene a través de la ecuación: Grd=

144

(0,01875 ) xPP x Z P xTP

(6)

En este caso las unidades del gradiente son (lpcm/pie). Además se debe de tener presente que (ZP) es el valor determinado a la temperatura y presión promedio. En ningún caso se toma en cuenta el valor de (Z) en condiciones estándares. c.- El Cálculo de la Presión de Fondo de un Pozo de Gas. Para los efectos de este cálculo se considera que el pozo esta cerrado. El comportamiento y manejo de un yacimiento y pozos de gas influyen en la eficiencia de la producción y el aprovechamiento óptimo de las posibilidades de la mayor extracción de líquidos del gas natural. El gas se encuentra en el yacimiento a cierta presión y temperatura. La magnitud de la presión es importante porque es el agente propulsor del flujo de gas del yacimiento al pozo y del fondo de este hasta la superficie y las instalaciones conexas de tratamiento y manejo. La declinación de la presión con relación al volumen acumulado de gas producido servirá para determinar la presión que no se puede auspiciar cierto volumen de flujo durante la vida productiva del yacimiento. El comportamiento de la presión sirve para determinar su declinación y acercamiento a la presión de rocío, o sea la presión a la cual se empieza a manifestar la condensación de los líquidos en el yacimiento. Los valores de presión y la temperatura son parámetros de mucha importancia, para el gas en el yacimiento, tal, como los líquidos que se condensen en el yacimiento humedecerán la roca y ese volumen será muy difícil de extraerse, y con ello ocasiona pérdidas económicas. En general, dificultará el flujo de gas del

6

yacimiento al fondo del pozo y de allí hasta el cabezal y luego a través de las instalaciones en la superficie. El comportamiento del flujo de gas y sus componentes se rigen, en general por las relaciones PVT. Esto significa que lo importante es mantener estas relaciones adecuadamente en el yacimiento y en el pozo, de manera que en eso dos sitios no haya condensación de líquidos para que en la superficie se obtenga la mayor extracción posible de líquidos del gas. Si el gas contiene agua, esta tiene que ser removida para lograr gas seco que va a los mercados. El gas tiene que ser también depurado de arenas y lodos que se forman en el proceso de extracción. Cuando el gas contiene sustancias acidulantes es necesario someterlo a tratamientos de extracción para depurarlo de estos compuestos, muchas veces ocasionan problemas en la rentabilidad del producto. Final Presión de Fondo de un Pozo de Gas (PF ). En las operaciones de perforación, producción; transporte y procesos de refinación y petroquímico es necesario calcular el peso de los fluidos y de gas, y también el gradiente de presión. El cálculo del gradiente de presión de la columna de gas en el pozo, introducen una serie de factores (composición del gas, peso molecular, gravedad específica, factor de compresibilidad, presiones estáticas de fondo y de superficie, temperatura, profundidad del pozo y verticalidad del pozo), que influyen en los procesos de cálculos, y como consecuencia en muchos casos es necesario realizar asunciones que faciliten el cálculo del proceso. La presión Estática de Fondo (PEF): Es la presión de un yacimiento a condiciones estática. Esto significa que, no existe movimiento de fluidos dentro del mismo y todas las fases se encuentran en equilibrio. Esta presión se mide en el fondo del pozo a nivel de la zona de disparos, cuando este ha permanecido cerrado durante el tiempo suficiente hasta estabilizarse. La presión estática de fondo se puede medir también a una cierta profundidad dentro del pozo, de forma de permitir realizar una evaluación técnica de los yacimientos. Para el caso de pozos de gas La presión de fondo de un pozo de gas cerrado será mayor que la presión en la superficie (en la cabeza del pozo), debido al peso de la columna de gas en el pozo. La presión estática de fondo (P EF) de un pozo se puede estimar a través de la siguiente ecuación: PEF PS

ZdP P

L 0

(0,01875) xdL T

(7)

En donde: (Z) es el factor de compresibilidad, (P) es la presión de operación; (T) es la temperatura de operación (L) es la profundidad del pozo y es la gravedad específica del gas al aire. En vista que la presión y temperatura aumentan con la profundidad. Esto provoca que el factor Z cambie con la profundidad. Luego en la ecuación (7) los valores de Z y T, son reemplazados por sus valores promedios (TP) y (ZP).Luego la resolución de la ecuación (7) y queda:

7

PEF

PS exp

0,01875x G xdL Z P xTP

(8)

Donde: (PEF)= presión estática de fondo en (lpca); (PS )=presión estática del cabezal en (lpca);( )=gravedad específica del gas al aire;(dL)= la diferencial de la profundidad del pozo en (pie) ;(Z P)= factor de compresibilidad promedio y (T P )= temperatura promedio en (R). La resolución de la ecuación (8), para la presión estática de fondo (P EF). Tiene su validez a profundidades no muy alejadas del cabezal estático, y seguramente el error de cálculo es altamente significativo. Además en la ecuación (8) esta involucrada el parámetro (ZP), el cual a su vez es una función de la temperatura y presión promedio. Esto indica que de alguna forma, se necesita determinar la temperatura y presión promedio. Es posible que sea un error asumir que la presión promedio es una relación entre la presión del cabezal y la presión estática de fondo. La presión del cabezal estático, por ejemplo es una función de la temperatura del cabezal y de la temperatura de fondo, todo ello provoca que un Error significativo. Lo mismo puede ocurrir con la temperatura promedio, lo que lógicamente provocara un incremento del error, en la determinación del factor de compresibilidad promedio (Z p), y por ende un error, en la determinación de la presión estática de fondo Tal, como se ha indicado para poder determinar (ZP), se necesita conocer tanto la (TP), como la (PP). Esto conlleva a que muchas ecuaciones de cálculo de la presión estática de fondo y presión de fondo fluyente, haya que utilizar los métodos de ensayo y error, lo que puede incurrir en un error alto. Ejemplo. Determinar la presión estática de fondo de un pozo de gas a una profundidad de 5800 (pies), si la presión y temperatura del cabezal son 2350 lpca y 70 F, respectivamente. La temperatura a la profundidad indicada es 155 F, mientras que la gravedad específica del gas al aire es 0,70. Solución:

(155 75) 560 575R 2

TP

Al conocer el valor de la gravedad específica del gas es fácil de determinar la presión y temperatura seudocrítica, parámetros que se pueden obtener en forma gráfica a través de ecuaciones de correlación. Con el valor de ( G =0,70), se obtiene en forma gráfica que: PSC =665 lpca y TSC =390 R. Si se asume que se esta trabajando con un gas seco, entonces se tiene que: PSC =677+15

G –37,5 G

TSC =168 +325

2

G –12,5 G

=677+15x0,70-37,5 (0,7)2=669,13 lpca 2

=168+325xx0,70-12,5x(0,70)2=389,37

8

TSR =575/390=1,47

PEF

PS exp

PSR =2350/667=3,52

Zp =0,74

0,01875x G xdL 0,01875x0,70x5800 = 2350x exp Z P xTP 0,74x575)

2810,39 lpca

La diferencia entre la presión estática de fondo, y del cabezal estático:(P EF-PS ) representa el peso de la columna de gas (PCG), y se puede obtener a través de la siguiente ecuación: PCG

PEF

ps

p s EXP

0,01875x xdL 1 Z p xTP

(9)

Métodos Utilizados para Determinar la Presión Estática de Fondo de un Pozo de Gas En la práctica existen varios métodos para él cálculo de las presiones de fondo de un pozo de gas cerrado, por lo general se determina la presión ejercida por la columna vertical de gas, y los métodos válidos son: a.- Método de Sukkar y Cornell. Este es uno de los métodos más fáciles, utilizados para la determinación de la presión estática de fondo. El método, tiene su mayor rasgo de validez, para valores de la temperatura reducida entre (1,5 hasta 1,7), mientras que la presión reducida debe tener un rasgo de valores de entre (1 y 12). En un inicio este método solo se utilizaba, bajo las condiciones de flujo estabilizado, y para que el método fuera válido se debía asumir Que el flujo no tenía variación, que era monofásico, que los cambios en la energía cinética eran pequeños y se podían despreciar, que la temperatura era constante, o que sus cambios no tenían ninguna significancia, que la fracción de fluido era constante dentro de la tubería conductora: La importancia de este método se sustenta en que la temperatura promedio no tiene ninguna variación de importancia .La ecuación utilizada para este método es: P2 P1

Z / PSR dPSR 1 ( Z / PSR ) 2 xB

0,01875 x xL TP

(10)

Donde. (P1=PSR)= presión seudorreducida del cabezal estático; (P 2=PSR)= presión seudorreducida de fondo estático;(Z)= factor de compresibilidad del gas, (P SR)= Presión seudorreducida en (lpca); (L) = profundidad del pozo, y (B) es una constante que se puede determinar a través de la siguiente ecuación.

B

667xfx 2 xTP2 D 5 xPSC2

(11)

En donde:( )= caudal del gas en (MMPCN); (D)= Diámetro interno de la tubería en pulgadas; ( ) = factor de fricción de la tubería adimensional; (T P) = temperatura promedio en (R) y (PSC)= presión seudocrítica en lpca. El resultado de la integral de la ecuación (10) se encuentran tabulados en los Cuadros (8.1 y 8.2) del libro 9

“Natural Gas Production Engineering, autor Chi U. Ikoku, año 1992. Los valores tabulados de (B), tienen su validez en valores de presión seudorreducida de 1,0 hasta 5,0. Mientras que los valores de la temperatura reducida están entre (TSR=1,5 y 1,7) El método de Sukkar y Cornell, tiene una gran aplicación en yacimientos condensados de gas, y se recomienda utilizar hasta con valores de presión de 10000 lpca, y se debe seguir lo siguiente: 1.- Resolver (0,01875 G xL/TP), para ello se necesita el valor de temperatura promedio, el cual se toma como un promedio entre la temperatura del cabezal y la temperatura de fondo. 2.-Determinar la temperatura promedio reducida y la presión seudorreducida, las propiedades seudocríticas de presión y temperatura se pueden determinar en forma gráfica con la gravedad específica del gas o por alguna ecuación de correlación de la gravedad específica. 3.- Determinar el valor de (B), bajo condiciones estáticas, para ello se necesita determinar el factor de fricción, el cual se puede cuantificar, por cualquiera de las siguientes ecuaciones: Re< 2000

f

16 Re

(12)

Re> 4000

f

0,042 Re0,194

para tuberías con un d>20 cm

(13)

Re>4000

f

0,042 Re0,172

para tuberías con d 20 cm

(14)

Aunque ( ) se puede determinar también por medio de funciones obtenidas a través de métodos de ajuste no lineal, y se tiene:

f

8 Re

12

37530 Re

16

2,457 x ln

7 Re

0, 9

10

0,27 x D

1,5

1 / 12

(15)

En donde (RE) es el número de Reynolds; ( ) es la rugosidad efectiva; (D) es el diámetro de la tubería. En forma alternativa se puede utiliza la siguiente ecuación, la cual es solo valida para flujo de régimen laminar: f

64 Re

(16)

10

Para un flujo de régimen turbulento se utiliza la ecuación de Colebrook y White 1 f

2 x log

3,7 xD

2,51 Re f

(17)

Para flujo turbulento se puede utilizar también la fórmula de Moody, la cual es:

f

1x106 0,0055 1 20000x D Re

1/ 3

(18)

4.- Obtener el valor de la integral, para ello se utiliza el valor de B y la presión y temperatura seudorreducida. 5.- Se obtiene el resultado de la ecuación (10) 6.- Con el resultado obtenido en el punto (5) se obtiene la presión estática de fondo seudorreducida 7.- Se obtiene la presión estática de fondo para ello se multiplica la presión estática de fondo seudorreducida por la presión seudocrítica Si B =0 la ecuación (10) se convierte en: P2

Z / PSR dPSR P1

0,01875x xL TP

(19)

Ejemplo determinar la presión estática de fondo a una profundidad de 6750 pies, si la gravedad del gas al aire es 0,65. La presión del cabezal es 2300 lpca, mientras que la temperatura del cabezal son 85 F, y la temperatura de fondo es 175 F. El caudal tiene un valor de 5,05 MM PCND y el diámetro de la tubería es de 4,75 pulgadas, mientras que el número de Reynold tiene un valor de 4500 Solución: TP=(85+175)/2+460=590 R TSR=1,57 1,60 0,01875

PSR=3,41

G xL/TP=0,1418

G

TSC=375 R

Z=0,82 f=0,042/Re0,172=0,0099

B= 667x0,0099x4,752x5802/4,755x6752=0,045 0, luego Psr 2 Psr1

ZxdPsr / Psr

1,2018-0,1394=1,0624 PEF= 4x675=2700 lpca 11

PSC=675 lpca

b.- Método que considera la variación de la Densidad, la Temperatura y el Factor de Compresibilidad del Gas con la Profundidad En este caso es equivalente a aplicar la Ley general de energía. El método aplica la variación de la densidad con la profundidad, lo que equivale a usar la Temperatura Media Logarítmica TL Además de la variación del Factor de Compresibilidad (Z) con la presión El método Considera la Variación de la densidad ( ), de la temperatura y del factor de compresibilidad Z del gas con la Profundidad del Pozo. El principal sustento del método, es que la temperatura varía en forma lineal con la profundidad, luego queda. T= b +aX

(20)

En donde (T) es la temperatura del pozo, (b) es el intercepto y (a) es la pendiente de la línea, y (X) es la profundidad del pozo, en donde se realizara la medición. En términos matemáticos la variación de la temperatura con la profundidad se puede expresar en términos. dT = a dX

(21)

En la ecuación (21) (a) representa el gradiente térmico, el cual se puede determinar a través de la siguiente ecuación: a

Gradiente térmico (GT)=

(TF

TS ) H

(22)

Donde :(TF) = temperatura de fondo; (T S) = temperatura del cabezal o de la superficie y (H) = profundidad lineal del pozo. Para gases reales, se tiene que la densidad de una mezcla, se obtiene a través de la siguiente ecuación, bajo estas condiciones la densidad de la mezcla gaseosa será:

M

PxM a Z M xRxT

(23)

Donde :( M)= densidad de la mezcla ;(P)= presión de operación ;(MA) = peso molecular aparente ;(Z M)= factor de compresibilidad de la mezcla ;(R)= constante universal de los gases y (T)= temperatura a condiciones de operación. Si se considera la figura 1, en cualquier punto en el pozo, se tendrá una densidad X expresado en (lb/PC) En el punto donde se determine esta densidad), el gradiente será dp X (24) G T= dX 144 Luego se tendrá que: dP

dX 144 X

(25)

12

Figura 1 Variación de la Densidad con la Profundidad

Pero para gases reales:

Al final se obtiene que:

PxM ZxTxR

G

dP

Px

x 28,97 ZxT .R G

PxMxdX 144 xRxT

(26)

(27)

realizando los cambios necesarios queda: dP P

28,97 x xdT 144 xZxRxaxT

(28)

Integrando la ecuación (28) a partir de (T 1 hasta T2) y (P1 hasta P2) queda: 1 a

T 1 Luego queda: ln 2 a T1

T2 T1

dT T

144 xR 28,97 x

1 0,01875x

P2 P1

ZxdP P

(29)

P2

Z P P1

(30)

Según la ecuación (20) se tiene que: Cuando T =T1, luego X=0, por lo tanto b=T1 Cuando T=T2;luego X=L, y por lo tanto :

a

(T2

b) L

Se sabe que: P=PR xPC , luego se tiene: dp=dPR xdPC

13

(31) (32)

Reemplazando estos valores en la ecuación (30), queda:

L TL

P2

ZxdPR PR PR 1

1 0,01875x

(33)

(TL) es la temperatura media logarítmica (T L), la cual es:

TL

T1 T2

(34

T ln 1 T2

El lado derecho de la ecuación (33) se puede escribir como: PR 2

ZxdPR PR PR 1

PR 2

ZdPR PR 0, 2

PR 1

ZdPR PR 0, 2

(35)

Luego la ecuación (33) se debe de escribir de la siguiente manera PR 2

ZdPR PR 0, 2

0,01875x xL TL

PR 1

ZdPR PR 0, 2

(36)

Los valores de la integral de la ecuación (36) están tabulados en función de la temperatura y presión seudorreducida en la tabla 1-16, en el Libro Ingeniería de Gas Natural, Características y Comportamiento de los Hidrocarburos de Ramiro Pérez Palacios y Marcías J- Martínez Procedimiento para calcular la presión de fondo estática por que considera la Densidad, la temperatura y el Factor de Compresibilidad que varía con la profundidad 1.- Calcular el término (0,01875 H

G /TL )

2.- Determinar el valor de la integral 3.- Sumar los valores encontrados en (1 y 2) 4.- Con el valor de (3) ubicarse en la tabla, para encontrar (P SR )f =PF /PSC ) Ejemplo determinar la presión estática de fondo a una profundidad de 6750 pies, si la gravedad del gas al aire es 0,65. La presión del cabezal es 2300 lpca, mientras que la temperatura del cabezal son 85 F, y la temperatura de fondo es 175 F. Solución: TL = (635-545)/ln(635/544)=589 R

14

G

TSC=375 R

PSC=675 lpca

TSRL=1,57

PSR=3,41

Z=0,82

0,01875x0,65x6750/589=0,1397+2,4875=2,6272

(Pr2)=3,7

PEF=3,7x675=2498 lpca c.- Método de la Densidad Promedio Este método consiste en calcular una densidad promedio en la columna de gas y de ahí cuantificar un gradiente promedio; cuyo resultado, se multiplica por la longitud de la columna de gas, y se obtiene la presión de fondo estática para el pozo de gas (P EF). Los pasos a seguir en el método son: 1.- Escoger un valor de (PEF) sin corregir, para ello se utiliza la ecuación: PEF)sc= PS +25xHxPS x10-6

(37)

Donde: (PEF)sc)= presión estática de fondo asumida o sin corregir: (PS)= presión del cabezal estático o de superficie y (H) =profundidad vertical del pozo 2.- Obtener la (PP), para lo cual se utiliza (PEF) sc) obtenido por la ecuación (37) y la presión del cabezal (PS), y se utiliza la siguiente ecuación: PP

( PEF

PS )

(38)

2

La temperatura promedio en Rankine es:

TP

(TF

TC ) 2

(39)

3.- Se multiplica el gradiente promedio por la profundidad, y se obtiene: ( P )= (cambio de presión entre la superficie y la profundidad considerada). Este valor se le suma a la presión del cabezal, que corresponde a (P EF)c). El valor obtenido indica que esta será la presión estática de fondo corregida ((P EF)corr. Para comprobar si el método utilizado para determinar la presión estática de fondo, esta correcto se debe de determinar el error porcentual, entre la presión estática de fondo obtenida por la ecuación (37) y el obtenido en el punto anterior, si el error porcentual es igual o menor que 0,1%. Se considera, que el valor obtenido para (PEF), por este método esta dentro de los márgenes establecidos. En caso contrario hay que seguir y ahora la presión (P EF)sc, será el valor obtenido en el caso anterior. Ejemplo. Determinar la (PEF). Si la presión y temperatura del cabezal son 3100 lpca y 80F, Respectivamente. Y a la longitud de 8000 pies la temperatura es 190F. Mientras que la gravedad promedio del gas es 0,70. PEF)sc=3100 +25x8000x3100 /1000000=3720 lpca TP =460 +(190 +80 )/2=595 R

15

PP =(3720 +3100)/2=3410 lpca Según

G=0,70

PSC=665 lpca y TCS=390 R, luego

PSR=3410/665=5,13; TSR=595/390=1,53

ZP=0,81

2,70x3410x0,70 P=---------------------------=13,37 (lb/PC) 0,81x595 Grd=13,37/144=0,0928 p= 0,0928x8000=742,78 3100+742,78=3842,78 lpca % Error = (3720-3842,78)/3720 x100=3,30% Segunda aproximación: PEF)sc=3842,78 lpca PP = (3842,78 +3100)/2=3471,39 lpca PSR=3471,39/665=5,22; TSR=1,53

ZS=0,82

2,70x3471,39x0,70 P=---------------------------------=13,45 (lb/PC) 0,82x595 Grd= 13,45/144=0,0934 p= 0,0934x8000=747,22

3100+747,22=3847,22 lpca

% Error = (3842,78-3847,2)/3842,78 x100=0,12% Luego (PEF) = 3847,22 lpca d.- Método de la variación de la Densidad del Gas con la Profundidad. Este método consiste en evaluar la densidad en cualquier parte del pozo. La figura 1 indica que en cualquier parte del pozo se tendrá una densidad ( X) en (lb/PC). Pero, para gases reales la ecuación (24) se convierte en: dP P

MxdX 144 xZxRxT

16

(40)

En donde :(P) es la presión del sistema; (M) es el peso molecular aparente; (X) es la profundidad, donde se realiza la medición; (Z) es el factor de compresibilidad y (T) Es la temperatura absoluta. Si la ecuación (40) se integra a partir de los parámetros iniciales, es decir desde la presión del cabezal hasta la presión de fondo (PS hasta PF) y desde (0 hasta H), queda: PF

H

dp / P PS

28,97 x dX 144 10,73 Z P xTP 0

(41)

Es lógico pensar que los parámetros (T y Z) varían con la profundidad, pero si se utilizan sus valores promedios, se pueden considerar aceptables. Resolviendo la ecuación (39) queda:

ln

PF PS

0,01875x xH Z P xTP

(42)

Procedimiento para determinar (PF ) por este método 1.- Se asume un valor aproximado para (PEF )sc 2.- Se calculan los valores promedios para (TP, PP) y se obtiene Z 3.- Con los valores promedio se calcula (PEF )c 4.- Comparar los valores de (PEF )sc y (PEF )c e.- Método de Cullender y Smith: Este método tiene en cuenta la variación del factor de compresibilidad (Z) del gas con la presión y temperatura y la variación de la temperatura con la profundidad. El se fundamenta en la siguiente ecuación: Pef

PS

dP( P / ZT ) 2,6665( f / 4) 2 / D 5 0,001( P / ZT ) 2

18,75x xL

(43)

Donde: (Ps)= presión del cabezal en (lpca); (PEF)= presión estática de fondo en (lpca) (f)= Factor de fricción de Moody; ( )=caudal del gas en MM PCND; (L)= profundidad inclinada del pozo en pie; (T)= temperatura en R;(Z)= Factor de compresibilidad;(D)= diámetro interno de la tubería en (pulgadas), ( G) = gravedad específica del gas al aire .Cullender y Smith definen lo siguiente: ( P / ZT ) 2,6665 ( f / 4) x ( 2 / D 5 ) 0,001 x ( P / ZT ) 2

(44)

Si se trata de un caso en condiciones estáticas la ecuación (42) se reduce a:

17

TZ P

1000

(45)

La ecuación (44) se puede resolver utilizando métodos numéricos, pero por lo general resulta tediosos y complicado. Aunque se puede simplificar un poco la resolución asumiendo profundidad de 0, L/2 y L, luego para condiciones estáticas la ecuación (45) se convierte en: PWF

1000x PS

TxZ dP P

PM

PS

M

S

PWF

2

PM

WF

M

2

(46)

Donde (PS) es la presión del cabezal, cuando L =0; (PM) es la presión promedio, cuando (L/2) y (PEF) es la presión estática de fondo. La ecuación (43) se puede escribir también en términos de: (PM-PS)( M+ S)+(PEF -PM)(

EF+ M)=37,5x G

L

(47)

La ecuación (47) se puede separar en dos expresiones diferentes, por lo que se reduce su complejidad y queda: L 2 L Para la parte media inferior:(PEF -PM)( EF+ M) )= 37 ,5 x G 2

Para la parte media superior: (PM-PS)( M+ S)= 37 ,5 x

G

(48) (49)

La presión estática de fondo a la profundidad L, queda:

PEF

PS

112,49 x 4 M S

G

xL

(50)

EF

En donde: ( S) se evalúa a un (H=0), (H) es la profundidad no inclinada, mientras que (L) es la profundidad inclinada;( M) se evalúa a una profundidad de (H=L/2) y ( EF) se evalúa a (H =L) TS (51) S =1000 x ZS x PS M

=1000xZMx

TM PM

(52)

=1000xZFx

TF PF

(53)

EF

Procedimiento de Cálculo de la presión estática de fondo

18

1.- Determinar (

S

y

M)

2.- Suponer una presión media sin corregir (PM )sc, según las siguientes fórmulas:

P

37,5x

G

( L / 2)

S

(54)

M

(PM)sc=PS+ P

(55)

3.- Calcular la presión media corregida (PM )c 4.- Comparar (PM )c con el (PM )sc Cuando el error es inferior al 0,1% el (PM )sc es el indicado. Si no se cumple el porcentaje de error se debe continuar el cálculo 5.- Suponer una presión estática de fondo sin corregir (P EF )sc, según fórmula:

p

37,5x M

g

x ( L / 2)

(56)

EF

PEF= PM+ P 6.- Determinar y

(57)

F

7.- Calcular y PF)c 8.- Comparar los valores de y PF)sc y PF)c. Si el error es > al 0,1% se debe continuar el procedimiento hasta que se cumple el objetivo. Ejemplo Determinar la presión estática de fondo de un pozo de gas, cuya temperatura y presión del cabezal son 3000 lpca y 85 F, respectivamente. Y a una profundidad de 9500 pies la temperatura es 185 F. La Gravedad específica del gas al aire es 0,70 Solución: Si

G=0,70

PSRS =3000/670=4,48

S

1000 x545 x 0,75 3000

PSC =670 lpca y TSC =390 R , luego: TSRS =545/390=1,40

ZS =0,75

136 ,25

El cálculo de: ( M), se debe hacer a la profundidad de 9500/2=4750 pies .Pero si se asume que el gradiente de temperatura esta representada por una línea recta, se

19

puede concluir que: M= S=136,25,

P

37,5x

G

S

( L / 2)

luego queda: =

M

37,5x0,7 x 4750 2 x136,25

457,57 (lpca)

PM)sc=PS+ P= 3000+457,57=3457,57 lpca TM =TP=

(85 185 ) 460 =595 R, luego 2

PSRM =3457,57/670=5,16

M

P

TSRM=595/390=1,53 ZM=0,81

1000x595x0,81 =139,35 3457,57 37,5x0,7 x 4750 =452,42 lpca 136,25 139,35

PM)c=3000+452,42=3452,42 lpca Error = (3457,57-3452,42)/3457,57)x100=0,15% se puede asumir como bueno, ya que se considera como válido hasta un error de 0,50%, luego queda que: la presión media es igual a 3452,42 lpca. Luego, ya como se había sumido antes si el gradiente de temperatura es lineal, luego: EF= M=139,35

p

37,5x M

g

x ( L / 2) EF

=

37,50 x0,70 x 4750 =447,39 (2 x139,35)

PEF)c=3452,57+447,39=3899,96 lpca PSRF =3899,83/670=5,82 TSRS =645/390=1,65

EF

PEF

ZF =0,89

1000x645x0,89 =147,19 3899,96 3000

112,49 x0,7 x9500 =3889,66 lpca 136,25 4 x139,35 147,19

Error = (3899,96-3889,66)/3899,96)x100=0,26%

20

Luego la presión estática de fondo (PEF=3889,66 lpca) Aunque la mayoría de los libros indican que el error debe ser igual o menor que 0,1% la práctica indica que se puede aceptar hasta un 0,50%% de error, luego estos resultados estarían dentro del margen de error aceptado La presión estática del cabezal se puede determinar por la siguiente ecuación:

Hx G AxTM xZ M

ln

PA PB

(58)

(H)= cabezal (pie); ( G)=gravedad específica del gas ;(A)= constante (53,34) (T M)= temperatura media del gas; (ZM)= factor de compresibilidad promedio; (PA)= presión de fondo estática de la columna (lpca) ;(P B) = presión del cabezal estático de la columna (lpca). Si: Cullender y Smith, junto a Poettmann desarrollaron una ecuación que permite determinar la presión estática de fondo de un pozo: P2 P1

ZdP / P

xH / AxTm

Pr 2 Pr 1

Zd Pr/ Pr

Pr 2 0, 2

Zd Pr/ Pr

Pr 1 0, 2

Zd Pr/ Pr

(59)

En la integral (Z/PR)dPR contra PR esta tabulado en función de la presión y temperatura reducida Para hacer una evaluación del potencial de producción de pozos de gas, es necesario conocer los valores de las presiones de fondo, estáticas y fondo fluyente de los pozos., y estas se pueden calcular a través de los métodos antes descritos, como también es posible evaluarnos a través de: otros métodos, tales como: a.- Métodos de Registros de Presión Directos b.- Indirectos: Métodos analíticos a partir de datos de presiones de Cabezal. El método no tiene mucha utilidad, debido al costo y tiempo de duración de las mediciones La presión en este caso se calcula a partir de datos de superficie cálculos de presión en el yacimiento. Una manera directa de obtener presiones a lo largo de la profundidad del pozo es por medio del medidor de presión de fondo. Este registro permite graficar la relación presión profundidad, la cual dará una idea A través del estudio, de observaciones prácticas y de la variedad de ecuaciones, tablas, y datos sobre las características y composición del gas permiten hacer los cálculos de presión en el yacimiento. Una manera directa de obtener presiones a lo largo de la profundidad del pozo es por medio del medidor de presión de fondo. Este registro permite graficar la relación presión profundidad, la cual dará una idea más precisa del gradiente de presión bajo condiciones estáticas y también de flujo. Con un medidor de

21

temperatura de fondo se puede obtener un registro de temperatura - profundidad. Todo, esto facilita el cálculo de gradiente de presión y de flujo, dando origen a las siguientes ecuaciones: Pf

Pf

VdP Ah 0 Ps

(60)

ZRTdP/ MP H Ps

Presiones de Fondo Fluyente (PFW) en Pozos de Gas La presión de fondo fluyente (PWF): es la presión que se mide en el fondo de un pozo a nivel de la zona de disparos, a condiciones de flujo gobernado por un estrangulador. Los estranguladores son dispositivos mecánicos que se utilizan en los pozos para provocar una restricción al flujo, con objeto de controlar el aporte de agua y arena proveniente de los yacimientos. Generalmente los estranguladores se colocan en la superficie en el árbol de válvula o en el cabezal recolector a la llegada de cada pozo, pero también se pueden colocar dentro del pozo en la boca del aparejo de producción. Matemáticamente la presión de fondo fluyente se escribe: PWF=PSep + PFL + PCH + PTB + PRes

(61)

Donde: (PWF)= presión de fondo fluyente; (PSep)=presión del separador; ( PFL) = presión capilar en la línea de flujo;( PCH) = presión capilar en válvula superficial ( PTB) = presión capilar en la turbina y ( PRes)= presión capilar en otros restricciones. La presión (PFW ) un pozo de gas es la suma de la presión fluyente en el cabezal, la presión debido al peso de la columna de gas, la presión debido al cambio de energía cinética y las pérdidas de presión por fricción .Una de las tantas ecuaciones que permiten determinar la presión de fondo fluyente es:

53,34 G

TxZ dP P

dL 0,00268

f D5

TZ P

2

x

2

xdH

0

(62)

La ecuación (62) permite determinar la presión de fondo fluyente en el fondo del pozo, fundamentada en datos tomados de la presión del cabezal fluyente, y se asume que solo existe un fluido conformado solo por la fase de gas, y que los cambios en la energía cinética son despreciables. Para el cálculo se considera que: 1.- El gas tiene un flujo continúo 2.- El gas tiene un (Z y T) promedio conocido por intervalo 3.- El gas tiene en cuenta la variación de le energía cinética 22

4.- El gas requiere un proceso de tanteo, para realizar el cálculo 5.- El gas por tener en cuenta la variación de energía cinética puede usarse en pozos con alta producción, y presión 6.- La fórmula además de determinar la presión de fondo fluyente permite determinar la tasa de flujo del gas Para determinar la presión de fondo fluyente de un pozo de gas hay que tener presente que (H) representa la profundidad en forma vertical. Mientras que (L) representa la profundidad no vertical, mientras que el ángulo entre estos parámetros se representa por ( ) Sustentado en la figura 2 se Tiene que (H) representa la profundidad vertical del pozo, mientras que (L) representa la profundidad inclinada del pozo, luego queda: Figura 2 Verticalidad y Horizontalidad de Pozos Superficie

L H

Fondo del Pozo

L=

dL=

H sin

(63)

dH sin

(64)

sin

H L

(65)

dL

L dH H

(66)

Métodos de Cálculo de la Presión de Fondo Fluyente a.- Método de Sukkar y Cornell Este método, tiene su validez en función que la temperatura promedio no tiene cambios significativos, y que además el factor de compresibilidad, solo será una función de la temperatura promedio.. El rango de 23

validez para la temperatura reducida es entre (3 y 30). La ecuación para el Método de Sukkar y Cornell es: xLx cos 53,34 xTP

P( WF ) R

G

( Z / PSR )

1 ( Z / PSR ) 2 B P ( CF ) R

dPSR

(67)

Donde: ( G)= gravedad específica del gas al aire ;(L)= profundidad no vertical del pozo en pie ( )=ángulo de inclinación del pozo; (T p)= temperatura media logarítmica ; (PWFR)= presión de fondo fluyente reducida; (P CFR)=presión del cabezal fluyente reducido ;(Z)= factor de compresibilidad; (B)= constante Los valores de la integral se encuentran tabulados en las tablas señaladas como A. 38 (a) hasta A.38(m) del Libro Natural Gas Production Engineering del autor Chi U. Ikoku. La constante B se puede determinar a través de la siguiente ecuación:

B

667xfx 2 xTP2 2 D 5 xPSC x cos

(68)

Donde :( )= ángulo de inclinación del pozo;( )=factor de fricción; ( )=tasa de caudal volumétrico en MM PCND :(T P)= es la temperatura promedio logarítmica que se determina por la ecuación (67) ;(D)=l diámetro de la tubería en pulgadas y (PSC)= temperatura seudocrítica

TP

T2 T1

(69)

T ln 2 T1

La integral de la ecuación (65), tanto el lado derecho como izquierdo pueden ser evaluados en forma arbitraria, a través de las siguientes ecuaciones: Pfw2 Pffw1

Pwfr 0, 2

(Pr)d Pr

( pr )d Pr

Pfw2 0, 2

Pefr 0, 2

PEfr

(Pr)d Pr

(Pr)d Pr

(70)

GxH/53,34Tprom

(71)

0, 2

(Pr) d Pr

El método de Sukkar y Cornell se sustenta en la teoría de Standing y Katz, para la determinación del factor de compresibilidad, el cual fue desarrollado para que el Contenga pequeñas cantidad de (C0 2) y (H2S).Cuando la presencia de contaminantes este más arriba de la norma, se debe corregir la presión y temperatura crítica, tal como lo recomiendan Wichert y Asís. Ejemplo determinar la presión de fondo fluyente de un pozo de gas, para el cual la

24

gravedad específica es 0,80. Mientras que la temperatura y presión del cabezal fluyente son 85 F y 3500 lpca. Mientras que a una profundidad de 15000 pies la temperatura tiene un valor de 275 F. El diámetro de la tubería es de 2,50 pulgadas, y la tasa de caudal transportado es 8 MM PCND. Mientras que tiene un valor de 35 grados. El análisis realizado a la mezcla de gas natural indica que contiene 8,75 % de C02y 12.000 ppm, V de H2S. El ( =0,0160) Solución Primero de buscaran las condiciones críticas a partir de gráficos: G=0,80

PSC=660

TSC=420 R

Corrección por Impurezas FSK=120(0,09950,9-0,09951,6)+15(0,08750,5-0,08754)=16,49 TSC=420-16,49=403,51 R PSC= 660x403,51/(420+0,0875(1-0,0875)x16,49) =632,10 lpca TL=(735-545)/ln(735/545)=635,25 R

TSRL=1,51

PSR=3500/632,10=5,54

B= 667x0,016x82x635,252/2,505x632,12x0,8192 =8,62 10 GxH/53,34xTL=

0,80x15000/53,5x635,25=0,3531

5, 54

(Pr)d Pr 0,6818+0,3531=1,0349

(PWFR) =8,50

0, 2

PWF=8,50x632,10=5372,85 lpca b.-Método de Smith: Este método se denomina también Método de temperatura y factor de compresibilidad promedios y fue desarrollado primeramente por Raaza y Katz (1945) y se utilizó para considerar la variación de la energía cinética .El método se fundamenta en la inclinación del pozo. Para que este método tenga validez se tiene que cumplir lo siguiente: Que el flujo del fluido tiene que ser estable, que lo hayan bruscos cambios de fase, aunque el método puede ser utilizado en fluidos condensados, siempre que se puedan realizar los ajustes necesarios, en cuanto a la gravedad y factor de compresibilidad. Los cambios en la energía cinética tienen que ser despreciables, la temperatura tiene que ser constante, y si hay cambios deben poder ser no tomados en cuenta. El factor de compresibilidad (Z) debe de ser constante, y el factor de fricción debe de ser constante en la tubería conductora. El Método se sustenta en lo siguiente: 53,34 G

TxZ dP P

1 0,00268

f D5

TxZ P

2 2

25

L dH H

0

(72)

utilizando valores promedios e integrando la ecuación (72) queda:

53,34

PWF

TP xZ P

G

PS

H

dP 5 P 0,00268( f P / D ) TP xZ P x

2

L / H 1/ P

dH

(73)

0

A partir de los resultados se obtiene: PdP C 2 P2

dP P (C 2 / P )

1 ln C 2 2

P2

(74)

Reagrupando y reemplazando los valores en la ecuación (73) queda: 2 C 2 PWF ln C 2 PS2

2 x G xH 53,34 xTP xZ P

(75)

Finalmente se obtiene: 2 C 2 PWF C 2 PS2

exp

2 x G xH 53,34 xTP xZ P

(76)

Sustituyendo (C) en la ecuación (76), queda: 2 PWF

25x

PS2 xe S

G

xTP xZ P xf Px L e S 1 x SxD 5

2

(77)

Donde :(PWF)=Presión de fondo fluyente en lpca; (PS)= presión del cabezal fluyente en lpca; ( G)= gravedad específica del gas ;( P) =promedio aritmético del coeficiente de fricción de Moody a la temperatura y presión promedio (TP) = promedio aritmético de la temperatura en R; (Z P) = promedio aritmético del factor de compresibilidad a la temperatura y presión promedio, (L)= lado inclinado del pozo en pie (H)= distancia vertical del pozo desde la superficie en pie;( )=Tasa de flujo del gas en MM PCND y (D)= diámetro del flujo en pulgadas:

S

2 x G xH 53,34 xTP xZ P

(78)

La relación entre en coeficiente de Moody y Fanning es: M

=4

(79)

F

Luego si en la ecuación (77) se utiliza el coeficiente de Fanning, queda:

26

2 WF

P

2 S

P xe

S

100x

G

xTP xZ P xf FP x SxD %

2

eS 1

(80)

El coeficiente de Moody (fM) se puede determinar, según la siguiente ecuación

3,09208x10

fM

3

x

0,o 65 G 0, 065 G

xD

0, 058

x

0, 065 G

(81)

Donde:( G)= viscosidad del gas en (lb/piexs);( M)= coeficiente de fricción de Moody de la tubería adimensional;( G)= tasa volumétrica en (MM PCND); (D) = diámetro de la tubería en pie y ( G)= gravedad específica del gas al aire .El coeficiente de Fanning (FF) se puede determinar también en función de número de Reinolds, según lo siguiente: 1 fF

4,0 log

D

2,28 4,0 log 1 4,67

D/ Re

(82)

El número de Reinolds se calcula por la siguiente ecuación:

Re

20022x

g

x

G

(83)

G xD

Donde: (Re)=Número de Reynolds ;( G)=viscosidad (CPS); (D)= diámetro de la tubería en (pulgadas) y ( G)= Caudal en MM PCND Procedimiento Válido para este Método: 1.- Suponer un valor para (Pwf)sc =PCF +(25xPCF xHx10-6) 2 Determinar los valores de:(T P , ZP , PP ; Fm y ) 3.- Calcular la presión de fondo fluyente corregida (Pwf)c 4.- Comparar con el supuesto y si el error es < 0,1% es el valor buscado, sino hay que seguir iterando Ejemplo: Determinar la presión de fondo fluyente de un pozo de gas. Si la presión y temperatura del cabezal fluyente son 2200 lpca y 85F, respectivamente. La gravedad específica del gas es 0,75, la tasa del fluido es 5,16 MM PCN, el diámetro interno de la tubería es 4,25 pulgadas. El ángulo de inclinación del pozo es de 38 grados. La temperatura de fondo a una profundidad de 9500 pies es 270 F y la rugosidad efectiva de la tubería es 0,0006 pulgadas

27

(Pwf)sc =2200 +(25x2200 x9500x10-6)=2722,50 lpca PP

85 270 2

2722 ,50 2200 =2461,25 lpca; TP 2

G=0,75

TSC=405 R

460 ) =637,50 R

PSC=665 lpca

TSR=637,5/405=1,57 ;PSR=2461,25/665=3,70

G

ZP=0,78

0,75 x 28,97 (lb) x 2461 ,25(lpca) x (lbmol )( R ) =10,02(lb/PC)=0,16 (g/cc) (lbmol ) x 0,78 x 637 ,5( R ) x10 ,73(lpca)( PC )

X=3,448+986,4/637,5+0,01009x21,73=5,21 Y=2,4447-0,2224x5,21=1,29 (9,379+0,01607x21,73)x637,51,5 K=------------------------------------------------=124,32 (209,2+19x21,73+637,5) X=3,448+986,4/637,5+0,01009x21,73=5,21 Y=2,4447-0,2224x5,21=1,29 G=10

-4

x124,32) EXP(5,21x0,161,29)=0,0203 (CPS)=1,36x10-5 (lb/piexs)

30,9208x 10-3x5,16-0,065 x0,35-0,058x0,75-0,065 FM = --------------------------------------------------------------=0,0145 (1,36x10-5)-0,065 S=2x0,75x9500/53,34x637,5 x0,78=0,4190 L = 9500/0,6157=15430 pies 2 PWF

2200 2 x1,52

25 x 0,75 x 0,0145 x 637 ,5 x 0,78 x15430 x5,16 2 x 0,52 =7406511,179 0,4190 x 4,25 5

PFW =2721,49 lpca %error = (2721,49 – 2724,53/(2721,49) x100=0,11% PWF= 2721,49 lpca c.- Método de Cullender y Smith Este método, tiene la ventaja que los cálculo son de gran precisión, debido a la consideración de la variación del Factor de

28

Compresibilidad ( Z) y la temperatura (T) con la profundidad. En virtud de ello hace que la ecuación tenga una alta precisión, la cual puede ser cotejada con datos obtenidos a través de similadores. Suposiciones Para la Validez del Método: a.- El gas es de flujo continuo b.- Tomar en consideración la variación de Z y T con la profundidad c.- No considerar el cambio de la energía cinética Este método se fundamenta en la siguiente ecuación:

1000x G xH 53,34

PWF

PS

2,6665 f / 4

2

P / TZ dP 1/ D 5 1 / 1000 H / L P / TZ

(84)

2

En donde: el diámetro de la tubería esta dado en pulgadas, si por ejemplo 2,6665 x f / 4 x D5

F2

2

(85)

La ecuación (85) puede simplificarse utilizando el factor de fricción de Nikuradse (Fr ), quien desarrollo una ecuación para el flujo turbulento, basándose en una rugosidad absoluta igual a 0,00060 pulgadas pulgas, y se obtiene: Fr

F

0,10796x D 2,612

si, D< 4,277 pulgadas

(86)

Fr

F

0,10337x D 2,582

si D>4,277 pulgadas

(87)

Los valores de ( Fr ) están tabulados. La ecuación (84) simplificada queda:

1000x

g

xH

53,34

PWF

PS

F

2

P / TZ dP 1 / 1000 H / L P / TZ

(88)

2

Para resolver la ecuación (85 o 87) se debe asumir que la temperatura promedio es la temperatura media logarítmica, determinada por la ecuación (69), además de evaluar la integración a través de los métodos numéricos se obtiene lo siguiente:

1000x

g

xH

53,34

PWF

dP PS

PM

PS

M

S

2

PWF

PM

WF

2

29

M

(89)

luego queda: 37 ,5 x En donde:

G

xH

PM _ PS

S

F

M

M

WF

PWF

PM

WF

PS / TS xZ S 1 / 1000 H / L PS / TS xZ S

2

F

S

2

F

M

(90)

2

(91)

PM / TM xZ M 1 / 1000 H / L PM / TM xZ M

2

PWF / TF xZ F 1 / 1000 H / L PWF / TF xZ F

2

2

(92)

(93)

En términos generales y utilizando la ecuación (65), se obtiene:

F

P / TZ 0,001x sin P / TZ

2

(94)

2

La ecuación (90) se puede dividir en dos partes. Una que representa la mitad superior de flujo y la otra la mitad inferior del flujo: La mitad de flujo superior: 37 ,5 x

G

x H /2

PM

PS (

La mitad de flujo inferior: 37 ,5 x

G

x H /2

PWF

PM

M

WF

S

) M

(95) (96)

Utilizando la Regla de Simpson se obtiene una ecuación que permite determinar la presión de fondo fluyente, la cual es: P=PWF-PS

PWF

PS

(97)

112,5x G xH 4 x M WF S

(98)

Donde: (PWF)= presión de fondo fluyente en lpca ; (PS)= presión del cabezal fluyente en lpca; (H)= profundidad no inclinada del pozo en pie. Para determinar la presión de fondo fluyente por este método se recomienda seguir los siguientes pasos: 1.- Determinar el lado izquierda de la ecuación (95) 2.- Calcular (F2) 3.- Determinar ( S)

30

4.- Asumir que ( S= M) 5.- Determinar (PM) por la ecuación (93) 6.- A través del valor de (PM) determinado por la ecuación (93), y el valor de la temperatura media logarítmica calcular el valor de ( M) 7.- Comprobar si el valor determinado para (PM) tiene un error < 0,5% 8.- Asumir que ( M=

WF)

9.- determinar (PWF) a través de la ecuación (96) 10.- Con los valores de (PWF) determinados por la ecuación (94) y la temperatura de fondo determinar ( WF) 11.- Calcular (PWF) por la ecuación (96) y comprobar si el error entre la presión de fondo fluyente determinado por la ecuación (96 y (94) tiene un error menor al 0,5% Ejemplo: Determinar la presión de fondo fluyente para un pozo de gas. Si la temperatura y presión del cabezal fluyente son 2800 lpca y 90 F, respectivamente. La gravedad del gas es 0,75. Y a una profundidad de 9500 pies la temperatura es 265 F. El diámetro de la tubería es 2,15 pulgadas. Mientras que la tasa del caudal es 4,75 MM PCND. Si el ángulo ( ) tiene un valor de 38 grados La resolución de este problema tiene su importancia en hecho que los datos obtenidos podrían servir para cotejar datos obtenidos a través de simuladores. 37 ,5 x

Fr

Si

G

F

x H /2

37,5x0,75x4750=133593,75

0,10796x D 2,612

G=0,75

PM

0,10796 x 4,75 =0,0694 ( 2,15 ) 2,612

TSC=405 R

TSSR=550/405=1,36

S

=

F2=0,0048

PSC=665 lpca PSSR=2800/665=4,21

ZS=0,71

2800 / 550x0,71 =196,69 2 0,0048 0,001x0,6157x 2800 / 550x0,71 2800+

133593 ,75 =3139,60 lpca 2 x196 ,69

PMSR=3139,60/665=4,72 TMSR=633,37/405=1,56

31

ZM=0,80

M

PM

3139,60 / 633,37 x0,80 0,0048 0,001x0,6157x 3139,60 / 633,37 x0,80 2800

2

=217,88

133593 ,75 =3122,25 lpca 196 ,69 217 ,88

Error (3122,25-3139,60)/3122,25x100=0,55% PM=3122,25 lpca PWF

3122 ,25

133593 ,75 =3428,83 lpca 2 x 217 ,88

PWFSR=3428,83/665=5,16 TFSR=725/405=1,79 3428,83 / 725x0,91 =242,52 WF 2 0,0048 0,001x0,6157x 3428,83 / 725x0,91

PWF

2800

112,5x0,75x9500 =3411,54 lpca 196,69 4 x 217,88 242,52

Error =(3411,54-3428,83)/3411,43 x100=0,50% PWF=3411,54 lpca

32

ZF=0,91

UNIVERSIDAD DE ORIENTE. NÚCLEO MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO. MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA.

Curso Gasotecnia Unidad IV

Dr. Fernando Pino Morales Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS

1

Programa de la Unidad UNIDAD IV: Definición de Tuberías y Redes de Gas. Factores y Procesos que Influyen en el transporte de gas por redes y tuberías. Ecuaciones Utilizadas para determinar el caudal de flujo de gas, que puede ser transportado por una tubería y red de gas. Ecuación de Weymouth y Panhandle. Métodos utilizados para aumentar la capacidad de transporte de una red de tuberías de gas. Corrección por presión. Concepto de Diámetro Interno y Externo de una tubería de gas. Manejo de Datos Tabulados. Concepto del Factor de Fricción y Transmisión. Transporte de flujo de gas a través de tuberías establecidas en paralelo y en serie. Transporte de flujo de gas, a través de Sistemas Complejos de Tuberías de Gas. Concepto de Caída de Presión. Presión de trabajo y de operación de tuberías de gas. Velocidad de flujo de gas en un sistema de redes y tuberías de gas. Factores que influyen sobre la velocidad de flujo de gas, en un sistema de redes y tuberías de gas. Cálculo de Redes y Tuberías de Gas. Concepto de nodo. Manejo de redes y tuberías de gas a través de datos tabulados y a través de modelos de simulación. Transporte de Líquidos del Gas Natural. Balance de masa y energía en redes y tuberías de gas. Resolución de Problemas Tipos:

2

INDICE

PÁGINA

Portada Programa Unidad Índice Unidad IV: Cálculo de Tuberías y Redes de Gas Sistema de Gas El Transporte de Gas Propiedades de los Fluidos Flujo Laminar Transporte de Fluido Medios de Transporte de Gas a.- Carretera b.- Ferrocarril c.- Vía Aérea d.- Vía Marítima y Fluvial e.- Tuberías Factores que Influyen en el Transporte de Gas por Tuberías a.- Presión b.- Temperatura c.- Contenido de Hidrocarburos d.- Compresibilidad del Gas Procesos que Influyen en el Transporte de Gas Natural por Tuberías Formación de Hidratos Problemas producidos por la Formación de Hidratos Proceso de Corrosión Formación de Líquidos en los Gasoductos Sistemas de Redes de Transporte de Gas Redes de Alta Presión Estación Reguladora Redes de Media Presión Redes de Baja Presión Uso y Función de las Válvulas En el Transporte de Gas a.- Válvulas Antirrebose b.- Válvula de Fondo c.- Válvula de Vapor d.- Válvula de Sobrepresión e.- Válvula de Carga f.- Válvula de Descarga g.- Válvula de Seguridad de Vacío h.- Válvula de Entrada de Presión i.- Válvula de Multiefecto Acometida Principios de Transporte de Gas Deducción de la Ecuación de Flujo de Caudal por Tuberías La ecuación o Teorema de Bernoulli Ecuación General de Pérdida de Presión 3

01 02 03 07 07 07 07 07 08 08 08 09 09 09 10 10 10 10 11 11 11 11 11 12 12 13 13 13 13 13 13 14 14 14 14 14 14 14 14 14 15 15 15 15 17

INDICE

PÁGINA

El Número Reynolds La importancia del Número de Reynolds La caída de presión Efecto del Factor de Fricción sobre la Caída de Presión Trabajo Realizado sobre el Sistema de Flujo de Fluidos Métodos Para Evaluar la Caída de Presión de un Sistema Factor de Fricción Gráficas Aplicables a Tuberías Lisas Gráficos que reportan valores para el Factor de Fricción de Darcy o de Moody En un Flujo es laminar el factor de fricción es independiente de la aspereza o rugosidad de la tubería En un Flujo Turbulento Flujo de Fluidos Reales Consideraciones de la Ley de Darcy Flujo de Fluidos por Tuberías a.- Flujo Estacionario b.- Flujo Transitorio c.- Flujo Uniforme d.- Flujo No uniforme e.- Flujo Laminar f.- Flujo Turbulento Flujo Bifásico en Tuberías Retención de líquidos en una tubería Densidad del Fluido Bifásico Velocidad Superficial Ecuación Para Flujo de Gases Totalmente Isotérmico Transporte de Gas por Gasoductos Tipos de Fluidos en el Transporte de Gas Natural a.- Flujo Laminar b.- Flujo Transicional c.- Flujo Turbulento Ecuaciones Generales de Transporte de Fluido Ecuación General para el Flujo de Gas a Través de Tuberías El Flujo de gas ocurre bajo condiciones isotérmicas El comportamiento del gas esta regido por la Ley de Boyle La Tubería de transporte del fluido es horizontal Ecuación de Flujo en Tuberías de Gas Tuberías Simples Observaciones Sobre la Ecuación de Weymouth Ecuación de Mayor Utilidad para el Cálculo de Caudal Transportado La presión promedio Ecuación para el Cálculo del Caudal de Flujo de gas en una Tubería Factor de Transmisión El factor de transmisión es una función del número de Reynolds

4

17 17 18 19 19 19 20 20 20 20 21 21 22 22 22 23 23 23 23 23 23 23 23 24 24 24 26 26 26 26 26 27 29 29 29 35 36 38 39 39 41 41 41

INDICE

PÁGINA

Ecuaciones de Caudal de Flujo en sistema de redes y tuberías de gas Utilización de la Constante de Weymouth Ecuación de Flujo de Panhandle Ecuación Revisada de Panhandle Ecuaciones de flujo de Panhandle Recomendación Para las Ecuaciones de Flujo a.- La ecuación de Weymouth b.- La ecuación de Panhandle Cálculo del Diámetro de una Tubería de Gas Diseño de Tuberías y Redes de Gas a.- Tuberías Horizontales Sistemas Complejos de Tuberías o Distribución del Caudal en Tubería Enlazadas a.- Tuberías en Paralelo 1.- Tuberías en paralelo de igual longitud 2.-Tuberías en paralelo de diferentes longitudes b.- Tuberías en Serie Sistema de Equivalente de Tuberías Diámetro Equivalente Métodos Utilizados para Incrementar la Tasa del Caudal en una Tubería a.- Incrementar la presión de entrada b.- Reemplazando parte de la tubería vieja por una nueva de mayor diámetro c.- Colocación de un lazo 1.- Longitud del Lazo, según Weymouth 2.- Longitud del Lazo, según Panhandle Corrección del Caudal por Diferencia de Nivel Caída de Presión de Velocidad de Flujo en Tuberías de Gas Ecuación para Evaluar la Pérdida de Presión La determinación de la velocidad máxima en una línea de gas Determinación de la Presión de Trabajo en Líneas de Transmisión Cambios de Temperatura en la Tubería Calculo de Redes y Tuberías de Gas Método de Hardy Cross para el Cálculo de Tuberías de Redes de Gas El método de Hardy Cross puede ser planteado Método Modificado de Hardy Cross Método de Renouard Método de Demallaje Simplificado Método de Demallaje Simplificado Aplicado a Varias Fuentes y Múltiples Salidas Método de Solución de redes por Ensayo y Error Simplificaciones necesarias en él calculo de una red de Gas Reducción de una Red a un Sistema Equivalente Calculo de Tuberías de Gas de Media y Alta Presión

5

45 46 47 48 49 49 49 50 50 51 51 52 52 53 54 55 56 57 59 59 59 59 60 62 63 64 64 66 66 67 70 72 72 75 75 75 75 76 76 76 77

INDICE de FIGURAS

PÁGINA

Figura 1 Esquema de un sistema de tuberías horizontales Figura 2 Sistema de Tuberías en Paralelo Figura 3 Sistema de dos Tuberías en Serie Figura 4 Sistema de Tuberías Equivalentes Figura 5 Sistema de Tuberías de Longitud Equivalente Figura 6 Sistema de Tuberías Equivalente en Serie Figura 7 Incremento de Caudal en una tubería de gas Figura 8 Colocación de un Lazo en la Tubería Origina Figura 9 Esquema de una Red de Tubería Figura 10 Esquema de una Red Para el Método de Hardy Cross

6

51 53 55 56 58 58 59 60 71 73

Unidad IV: Cálculo de Tuberías y Redes de Gas Sistema de Gas: Un sistema de gas esta conformado por un conjunto de instalaciones y equipos necesarios para el manejo de gas desde su extracción hasta los sitios de utilización. El gas es transportado a través de tuberías denominados gasoductos, también conocidos como líneas de distribución y recolección de gas, cuyos diámetros dependen del volumen de gas a transferir y la presión requerida de transmisión, su longitud puede variar de cientos de metros a miles de kilómetros, dependiendo de la fuente de origen, y el objetivo a donde debe de ser transportado El Transporte de Gas El transporte de gas se considera que es el camino hacia la distribución, la cual es la etapa final del sistema, ya que cuando el gas llega al consumidos, que puede ser residencial, comercial, industrial (como materia prima, combustible y/o reductor siderúrgico) o automotriz. En esta etapa el gas debe de responder a todos los rigurosos patrones de especificación, y estar prácticamente excepto de contaminantes, para no provocar problemas operacionales a los equipos, donde será utilizado como combustible o materia prima. Cuando fuere necesario, el gas natural también debe de tener olor, para que pueda ser detectado, cuando sea necesario. El transporte de gas natural, por lo general se realiza a través de gasoductos, en casos muy especiales puede ser transportado en cilindros de alta presión, en este caso es Gas Natural Comprimido (GNC). En estado líquido es transportado como Gas Natural Licuado (GNL). El gas natural puede ser transportado por medio de buques, barcazas y camiones criogénicos a temperaturas de –menos 160C (160C). En este caso, que por lo general es metano en forma líquida, en donde su volumen se ha reducido 600 veces, con lo cual facilita su almacenamiento. En este caso para que gas pueda ser utilizado, tiene que revaporizarse en equipos adecuado. Propiedades de los Fluidos Se considera que un fluido esta compuesto por innumerables partículas discretas separada y sujetas, cada una individualmente, a diferentes condiciones de movimiento. Uno de los parámetros de importancia en el movimiento de los fluidos es la velocidad. En este caso se tiene, que cuando la velocidad no depende del tiempo, las líneas de corriente son necesariamente fijas en el espacio geométrico y coinciden con la trayectoria de las partículas. Flujo Laminar: El flujo laminar se produce en diversas situaciones, pero su característica fundamental es siempre la misma, las partículas de fluido siguen trayectorias que no se entrecruzan con las de otras partículas. El flujo laminar ocurre a velocidades suficientemente bajas como para que las fuerzas debidas a la viscosidad predominen sobre las fuerzas de al inercia. La diferencia de velocidad entre partículas adyacentes genera esfuerzos cortantes, por efecto de la viscosidad, que a su vez tienden a eliminar el movimiento relativo. Algunos científicos habían observado que el movimiento ordenado que en tuberías adquiría la apariencia de flujo en láminas se podía alterar, al aumentar el diámetro de la 7

tubería y la velocidad media del flujo, o al disminuir la viscosidad del fluido, todo lo cual puede dar origen al flujo turbulento. Transporte de Fluido : Uno de los métodos más común para transportar fluidos de un punto a otro es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes, ya que esta forma ofrece no solo mayor resistencia estructural sino también mayor sección transversal para el mismo perímetro exterior que cualquier otra forma. Pero, es necesario dejar claro que muy pocos problemas de transporte de fluidos por tuberías pueden ser resueltos por métodos matemáticos convencionales, en vista que la mayoría necesitan métodos de resolución basado en coeficientes determinados experimentalmente Además el obligado transporte presurizado o refrigerado de un gas implica el riesgo de que, si se libera de su contenedor por accidente, multiplica cientos de veces su volumen. El riesgo de sus condiciones químicas; inflamabilidad, reactividad o toxicidad, se agravan cuando, por su condición de gas, se dispersan en la atmósfera y se hacen invisibles. Las necesidades industriales y domésticas obligan a fabricar determinados productos que pueden ser materia prima para otros. Es por eso que en muchas ocasiones esos productos deben ser transportados hasta el sitio de utilización. El modo de transporte y las distancias, son tan variadas, que en muchos casos dificultan el proceso de transporte. Las formas de transporte son múltiples y varían según el producto y el consumo que se obtenga del mismo. La gran mayoría de los hidrocarburos líquidos son transportados mediante oleoductos que unen las refinerías y otras industrias de tratamientos El gas natural se transporta mediante gasoductos, los cuales ya unen continentes, como es el caso del reciente gasoducto que parte de la mitad norte de África y que recorriendo distintos centros de producción y consumo por toda Europa, se adentra en el continente Asiático. Sin embargo es necesario dejar bien el claro, que los gasoductos no son el único medio de transportar gas Medios de Transporte de Gas Los diversos medios de transporte de gas son: a.- Carretera. Este puede utilizarse, para transportar gas a granel. En vista que un gas se puede comprimir en un contenedor a presión, o licuarse enfriándolo, lo que permite su transporte por carretera. También se pueden obtener trailer de botellas, en donde cada botella posee unos envases especiales para poder comprimir. También cada botella dispone de una válvula de sobrepresión para aliviar cualquier sobrepresión producida tanto por causas naturales, como accidentales, todo esto permite transportar gases por carretera. Por carretera se puede también transportar gases licuados a presión. Estos medios de transportes, por lo general constan de un único compartimiento cilíndrico, con rompeolas interiores para reducir el movimiento del producto durante el transporte La estructura exterior del tanque es una pieza simple de 8

acero al carbono. En vista que. El tanque esta presurizado y, cuenta con válvulas de sobrepresión, la cual esta situada por la parte superior del depósito para prevenir que el gas evacuado incida directamente sobre el tanque. En las cisternas de transporte de gas licuado, que por lo general transportar Gas Líquido de Petróleo (GLP), se les instala una válvula antirrebote, que se utiliza para aliviar, en el caso que el tanque se haya llenado más arriba de lo permitido. Para reducir la absorción de calor radiante durante el transporte las cisternas, deben estar recubiertas de un material que minimice la absorción del calor radiante. En vista que los recipientes de transporte de (GLP) son a presión, las cisternas instalan manómetros, que sirven para medir la presión, los manómetros, pueden, también servir para indicar incrementos de temperaturas, que pueden causar graves problemas al medio de transporte, todos los factores señalados, deben de ser tomados en cuenta para un eficiente transporte del fluido. Es posible también Por carretera transportar gases criogénicos. Estos son gases licuados procedentes de la destilación fraccionada del aire, que se transporta a unos (-150 F). Los gases más comunes que se transportan de esta forma son el Nitrógeno (N2), Oxígeno (02) y Fluor (F2). Los tanques de almacenamiento de gran capacidad son del tipo de doble pared. La capa interior es de acero inoxidable austérmico o acero al 95% de níquel y el exterior de acero al carbono, sirviendo de intercámara como elemento aislante con o sin vacío en el interior de la misma, logrando así un aislante térmico adecuado que mantiene el líquido a temperaturas próximas al punto de ebullición. En el caso de sobrecalentamiento exterior, para prevenir la ruptura de la cisterna por aumento de la presión, las cisternas incorporan válvulas de sobrepresión y discos de rotura. Cuando estas válvulas actúan solo liberan gas y no líquido, pero en la actualidad este tipo válvulas no están permitidas por la formación de hielo. Cuando esto ocurre, el hielo saldría sobrenfriado y congelaría cualquier líquido que entrara en contacto. b.- Ferrocarril. Aquí, los materiales con los cuales se construyen el recipiente deben de cumplir una serie de normas. También tienen que tener aislamiento térmico, para evitar accidentes, que no se puedan controlar. c.- Vía Aérea. En este tipo de transporte las cantidades de gas son de poca importancia. En vista, que puede ocurrir un gran problema, ya que puede ocurrir la grave formación de combustible líquido además de la formación de aceites hidráulicos y oxígeno presurizado, los cuales en caso de accidente se puede general un incendio de proporciones considerables. d.- Vía Marítima y Fluvial. Este medio de transporte de gas se ha incrementado, debido a la gran demanda. La gran variedad de productos que se transportan, se ha tenido que definir todo un conjunto de buques especializados que configuran los diferentes modos de transporte. Aunque, para cada producto, sé específica el tipo de transporte y el tipo de tanque con el fin de obtener los máximos niveles de seguridad. Este medio de transporte deben de comenzar a tener una gran importancia en los proyectos, que tiene Venezuela, con otros países hermanos de América Latina. 9

e.- Tuberías El gas procedente de los yacimientos, de alguna forma debe de hacerse llegar a los lugares de consumo. El gas que llega al sitio previsto, no solamente, debe de tener la calidad adecuada, sino que debe de tener el caudal suficiente para satisfacer la demanda. El medio de transporte, debe de tener también, una presión constante y adecuada para el funcionamiento de los aparatos; estas finalidades se consiguen mediante canalizadores, que transportan el gas a diferentes presiones, unidas entre sí a través de estaciones reguladoras. Si se desea hacer circular un elevado caudal de gas a través de una tubería, existen dos soluciones, que son, por ejemplo construir la tubería con un diámetro muy grande o comprimir el gas; lógicamente, la segunda solución es la más eficaz, para cada caudal existe una presión y diámetro de tubería óptimas, y para cada presión unas exigencias técnicas adecuadas, de ahí que existan diferentes tipos de redes de transporte y distribución de gas, cuyas características deben ser reguladas, para evitar accidentes innecesarios. El sistema de transporte de gas por redes y tuberías cada día se hace más necesario, sobre todo cuando el fluido será transportado a grandes distancias. Factores que Influyen en el Transporte de Gas por Tuberías Los principales factores que influyen en el transporte de gas por redes y tuberías son: a.- Presión: Este parámetro hace posible la distribución del gas y su recolección por las tuberías, también se ha demostrado que a ciertas condiciones la presión puede afectar la viscosidad del flujo de manera tal, que la viscosidad ponga resistencia al movimiento del fluido en las tuberías. Esto, ocurre, ya que al aumentar la presión las moléculas del fluido estarán más unidas, y por ende el gas opone mayor resistencia a transmitirse a través de las tuberías. Se recomienda controlar muy bien la presión para minimizar los problemas en las instalaciones como en los estallidos, los cuales ocurren cuando el espesor de la tubería no soporta la presión suministrada. Es decir se deben conocer los límites de la presión máxima de trabajo, ya que el espesor de las tuberías a usar, además de la clase de aceros, forma de manufacturación de las tuberías, máxima temperatura de operación y el medio ambiente que rodea al sistema de transporte son funciones de la máxima presión de operación. b.- Temperatura. La temperatura es de gran importancia, puesto que se sabe que afecta directamente la viscosidad del gas. Los fluidos gaseosos, tienen un comportamiento distinto ante la temperatura, que los fluidos líquidos., tal como, cuando aumenta la temperatura, la viscosidad del gas, también aumenta Es, por ello que se debe de mantener una temperatura adecuada, de tal forma que el gas pueda fluir libremente a través de las tuberías. El valor de la temperatura no debe de ser muy alto, porque mayor será la resistencia del gas a fluir. Tampoco la temperatura puede ser muy baja, ya que puede estar por debajo de la temperatura de rocío y se formen hidratos. La baja temperatura, puede también ser la causante de hacer reaccionar la película que rodea la tubería y producir corrosión. La verdad es que no se debe sobrepasar el valor de temperatura a la cual fue diseñado el gasoducto, desde luego que hay que tener cuidado con el manejo de este parámetro, sobre todo cuando se trabaja con gas. 10

c.- Contenido de Hidrocarburos. Si el gas producido y que se quiere transportar viene acompañado con petróleo, debe de ser separado del petróleo. El gas separado tiene que ser tratado y además comprimido a la presión requerida, para poder ser transportado a través de tuberías. El transporte, debe de ser tal que no se formen partículas o cuerpos que puedan causar taponamiento en las tuberías. d.- Compresibilidad del Gas. Este proceso tiene su importancia, cuando las distancias a las que será transportado el gas, sean muy largas. Cuando esto ocurre, se presenta la alternativa de comprimir el gas a presiones suficientemente elevadas, de tal forma que el gas llegue a los distintos puntos de entrega en la ruta del gasoducto. El proceso de compresión se realiza por etapas, por lo general se utilizan tres (3) etapas. Esto es así para cumplir con los requerimientos de presión necesarios para el transporte del gas natural por tuberías, con una alta eficiencia. Procesos que Influyen en el Transporte de Gas Natural por Tuberías. Existen una serie de normas que se deben de cumplir, para el transporte de gas por redes y tuberías; por ejemplo La GPSA define la calidad del gas natural, para ser transportado a través de redes y tuberías de gas. El gas tiene que tener, menos de cuatro partes por millón de Sulfuro de Hidrógeno, sobre la base del volumen 4 ppm,VH 2 S . Esto en el Sistema Británico de Unidades corresponde a una

4lbmoldeH2 S . La norma indica también que el gas tiene que tener menos 1x106 lbmoldemezcla de tres por ciento en base al volumen de Dióxido de Carbono 3%V / VC 0 2 , y cumplir con la norma de tener entre seis y siete libras de agua por cada millón de lbdeagua pies cúbicos normales de gas 6a7 Los procesos que mayormente MMPCN afectan el transporte de gas por tuberías: a.- Formación de Hidratos. Estos son compuestos sólidos que se forman como cristales tomando apariencia de nieve. Los hidratos se producen por la reacción entre el agua condensada del gas natural y los hidrocarburos más volátiles, que se encuentran en el gas natural. La composición de los hidratos es aproximadamente 90% de agua y 10% de hidrocarburos. La teoría indica que una molécula de Metano, por ejemplo puede utilizar en la formación de hidratos de hasta 28 moléculas de agua. Problemas producidos por la Formación de Hidratos: Uno de los problemas más graves de la formación de hidratos, es que causan congelamiento del gas natural produciendo taponamiento, reducción del espacio permisible para el transporte de gas. El proceso de la formación de hidratos, depende fundamentalmente de tres factores, que son Composición del Gas Natural, la Temperatura y la Presión. Sustentado en estas premisas, es que se hace posible determinar mediante el uso de gráficos y relaciones empíricas las condiciones de presión y temperatura, bajo las cuales ocurre la formación de hidratos. En términos generales se puede indicar que para evitar la formación de hidratos se

11

requiere una presión elevada y una temperatura baja. A cada valor de presión corresponde un valor de temperatura por debajo de la cual pueden formarse hidratos si existe humedad. A mayor presión es también mayor aquella temperatura. Por ello este inconveniente es más común a mayores presiones. Para evitarlo debe procederse a deshidratar el gas, es decir, bajar su punto de rocío hasta temperaturas inferiores a 32F. Ello se efectúa mediante procesos que emplean como absorbedores agentes sólidos o líquidos También se logra impedir la formación de hidratos mediante la inyección en el gas de sustancias inhibidoras, tales como el metanol. En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, ellos se extraen en forma de gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales como compresión y enfriamiento, absorción con kerosén, etc. La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría por debajo de la temperatura de formación de hidratos. La temperatura y presión a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos puede predecirse a través de ecuaciones matemáticas, las cuales indican en forma aproximada la temperatura de formación de hidratos, una de esas fórmulas matemáticas es: TFH

1,57206 P 0,8606

0 , 0474 ln P

(1)

En donde (P) es la presión del sistema En las situaciones donde los cálculos predicen la formación de hidratos, se puede evitar dicha formación removiendo el agua del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas mediante el uso de inhibidores que se mezclan con el agua que se ha condensado. Por si una corriente de gas natural que se encuentra sometida a una presión de 1000 (lpca), utilizando la fórmula (1) se encuentra que la temperatura de formación de hidrato se encuentra alrededor de los 63F b.- Proceso de Corrosión La corrosión implica el deterioro y desgaste lento de los gasoductos causadas por la presencia de Sulfuro de Hidrógeno H 2 S ;Dióxido de Carbono C 0 2 ; Sulfuro de Carbonilo (COS); Disulfuro de Carbono CS 2 ; Mercaptanos (RSH), y Agua H 2 0 . Para minimizar la presencia de los componentes corrosivos el gas debe de ser Endulzados y Deshidratado, de tal forma de eliminar de la corriente de gas por entes corrosivos, y por ende disminuir el proceso de corrosión. c.- Formación de Líquidos en los Gasoductos: La formación de líquidos ocurre, cuando los hidrocarburos más pesados, presentes en la corriente del gas natural, alcancen su punto de rocío y se condensen y luego se depositen en el interior de la tubería, en la mayoría de los casos estos líquidos contienen elementos corrosivos. Además los líquidos en el interior de la tubería pueden ocupar espacios apreciables en algunos puntos de la tubería, lo que trae como consecuencia pérdidas de importancia de presión en esos puntos. Además de la disminución del caudal de gas, reducción de la eficiencia de transmisión. Otro 12

efecto de la formación de líquido en el gasoducto es el efecto que causa en los equipos de medición y regulación, ya que produce mediciones inadecuadas, daños de equipos, presiones altas, vibraciones y hasta posibles incendios en las tuberías, todo lo indicado aquí sirve como referencia, para indicar que la formación de líquidos en los gasoductos es un tema, que debe de ser estudiado en forma exhaustiva, ya son muchos los problemas operacionales, en donde esta involucrado. El contenido de líquidos formados en los gasoductos. Sistemas de Redes de Transporte de Gas Se conocen como Red de Tuberías a un conjunto de tuberías dispuestas y conectadas de tal forma que el caudal que entra hacía un nudo pueda salir siguiendo diversas trayectorias. El cálculo de estos sistemas es bastante complejo. En la práctica se siguen procedimientos de cálculo que permiten hacer ajustes, de tal forma que se pueda cumplir que el caudal que entra hacía un nudo sea igual al que sale del mismo y que la caída de presión entre dos nudos de una malla debe ser la misma independientemente del recorrido que siga el fluido entre los dos nudos Los principales tipos de redes: a.- Redes de Alta Presión. Este tipo de redes, son específicas para transportar gas a grandes distancias, por lo general para alimentar a otros tipos de redes, para ello se utilizan las estaciones reguladoras. Por lo general, estas redes son construidas de materiales resistentes a la alta presión a la que serán sometidos. Pueden ser construidas y establecidas en forma subterránea o aérea Estación Reguladora: Una estación reguladora es la que sirve de enlace entre redes de diferente tipo. El proceso de regulación, debe realizarse de tal manera que permita el paso del suficiente de caudal de gas, para satisfacer la demanda, pero manteniendo una presión constante en el lado de presión menor, sea cual sea dicho caudal y sea cual sea la presión de la red de alta, esto se consigue mediante los reguladores. Las estaciones reguladoras pueden ser subterráneas, por lo que corrientemente reciben el nombre de "cámaras reguladoras", o bien áreas rodeadas de una cerca metálica situada a la distancia adecuada de los elementos activos. b.- Redes de Media Presión. Este tipo de redes, por lo general transporta gas para alimento de redes de baja presión, como también, para consumidores industriales y domésticos. Este tipo de redes por lo general es construido con el material denominado acero o polietileno. c.- Redes de Baja Presión: Su construcción y función es muy parecida a las redes de media presión. Uso y Función de las Válvulas En el Transporte de Gas, en el medio petrolero La principal función de las válvulas es que permiten cortar el paso de gas por una tubería determinada, aislar un tramo de la red o bien realimentarlo El accionamiento de cualquier válvula entraña una serie de riesgos, tanto por la posibilidad de un aumento en la presión, como del posible descenso de las mismas. Cuando esto ocurre se puede correr el riesgo de una entrada de aire. 13

Además, por la dificultad de reestablecer el servicio sin peligro, por ello dicho accionamiento debe ser analizado y autorizado por el centro de control correspondiente. Quizás sean las válvulas los elementos que más dedicación ha tenido, como medida de seguridad, tanto para las personas, como para la carga. En vista que es de vital importancia, tener la completa seguridad, que los sistemas de válvulas, se están manejando en forma eficiente Además de fiabilidad, eficiencia, economía, etc. Los sistemas y tipos son innumerables y existen tantos tipos de válvulas, como necesidades hay para cada materia o tipo de transporte. Su accionamiento puede ser neumático, hidráulico, eléctrico o manual, su seguridad puede llegar a ser la máxima si el producto así lo requiere. Tipos de válvulas: a.- Válvulas Antirrebose. Están diseñadas para evitar rebosamientos, ésta válvula puede detener el proceso de carga, o en su caso desviar el exceso al tanque de origen. b.- Válvula de Fondo Se encuentra en el interior de los depósitos y su apertura y cierre se realiza mediante un circuito neumático, quedando cerrada en caso de fallo de éste. En tal caso, la apertura podrá ser manual. c.- Válvula de Vapor Para Recogida de Gases. Esta situadas en el lateral y en cada uno de los compartimentos de las cisternas y que se encargan de la recogida de gases durante el proceso de carga, desviándolos al punto de origen. d.- Válvula de Sobrepresión. Es un dispositivo de seguridad destinado a impedir que el recipiente contenedor sufra una rotura mecánica por un exceso de presión. Posee un muelle tarado a una presión determinada que permite el paso del líquido o gas a la atmósfera, o a otro recipiente, en caso de verse superada esta. e.- Válvula de Carga. Esta permite el paso de la mercancía desde el exterior al interior del contenedor pudiendo ser específica, según el tipo de carga. f.- Válvula de Descarga. Es un sistema destinado a permitir el paso de la carga del contenedor a su futuro emplazamiento. Suele localizarse en la parte mas baja del contenedor para aprovechar el efecto de la gravedad. Su accionamiento va en función de cada necesidad. g.- Válvula de Seguridad de Vacío Esta permite el paso de aire de la atmósfera al interior del contenedor durante la descarga para que este ocupe el volumen de la materia descargada y así evitar deformaciones de la cisterna. h.- Válvula de Entrada de Presión Es un dispositivo por el que se añade presión al contenedor, mediante un gas o un líquido, en el momento de la descarga para acelerar el proceso de esta. i.- Válvula de Multiefecto Es un dispositivo que permite varias funciones a la vez en una misma válvula. Es decir que permite la evacuación de gases durante la 14

carga, la entrada de gas atmosférico en la descarga, la pérdida de líquido en caso de vuelco, actúa también como válvula de sobre presión. Acometida Se entiende por acometida (ramal), al conjunto de tuberías y accesorios, que partiendo de un punto de la canalización, aporta el gas a una estación receptora para suministro de uno o varios usuarios. Principios de Transporte de Gas La imperiosa necesidad de conducir fluidos a grandes distancias ha obligado a diseñar y construir redes de tuberías para diversos propósitos. Uno de los sistemas de redes de transporte de fluidos más conocidos en el mundo el acueducto. Este sistema de red ha servido de base para realizar estudios de tendido e instalación de otro sistema de redes de tuberías. Que ha conllevado a instalación de gasoductos y oleoductos. En el diseño y construcción de estos sistemas de redes han sido de utilidad también el uso y desarrollo de los modelos matemáticos. En Venezuela, por ejemplo hasta hace muy poco tiempo todo el estudio de instalación y tendido de redes de tuberías se realizaba en el exterior, Mientras que en la actualidad la mayoría de estos estudios se realizan en el país, todo esto tiene una alta importancia, ya que se ha comenzado a creer en los venezolano Deducción de la Ecuación de Flujo de Caudal por Tuberías. La mecánica de fluidos indica que se puede asociar la idea del movimiento con la del flujo, en vista que se puede hablar de flujo en cualquier campo vectorial, pues el flujo se define con respecto a una superficie de control. La tasa de flujo de volumen se conoce como caudal La deducción de un método matemático para determinar el caudal transportado por una tubería se sustenta en la Ecuación General de Energía, que representa el Teorema de Bernoulli. La ecuación o Teorema de Bernoulli. Esta ecuación es válida para un fluido ideal o perfecto e isotérmico; solo son significativas las formas de energía mecánica, es decir: a.- La energía de flujo (PV) que lleva el fluido como resultado de su introducción al sistema: b.- La energía cinética, debido al movimiento del fluido c.- La energía potencial, debido a la posición con respecto a un plano de referencia El teorema de Bernoulli es una forma de expresión de aplicación de la ley de conservación de la energía al flujo de fluido. Es decir, la energía total en un punto cualquiera por encima de un plano horizontal arbitrario fijado como referencia, es igual a la suma de la altura geométrica, la altura debida a la presión y la altura debida a la velocidad. En realidad la deducción de este parámetro tiene una gran importancia para el estudio de la Mecánica de Fluidos. Para cumplir con lo señalado se utiliza la siguiente fórmula 15

2 P + =H xg n 2 g n

Z+

(2)

En donde: (Z)= es la altura geométrica; (P)= presión; ( )= densidad del fluido; (gn)= la fuerza de gravedad estándar;( )= velocidad del fluido y (H)= altura total del sistema. La fórmula (1) tiene las dimensiones de trabajo o energía por unidad de masa. La Ecuación de Bernoulli también puede ser aplicada entre dos puntos que no estén ubicados sobre una línea de corriente, en flujo sin fricción, en el caso que se verifique que la condición de irrotacionalidad del flujo. Este es un flujo en el que no existe fricción, por lo tanto no se producen esfuerzos cortantes que actúen en los contornos de una partícula, aunque la demostración de esta observación, tiene que ser realizada en un sistema de coordenadas cartesianas, para un flujo sobre un plano La ecuación (1) se puede escribir de la siguiente forma Z+

144 xP

2

+

2g

=H

(3)

En la formula (g) es la fuerza de gravedad en condiciones de operación El balance de energía se efectúa en dos puntos del fluido. Las ecuaciones son: Z1+

Z1+

2 2 P1 P2 1 2 + =Z2+ + + hL 2gn 2gn 1gn 2 gn

144 P1 1

+

2 1

2g

= Z2 +

144 P2 2

+

2 2

2g

+ hL

(4)

(5)

La notación para la ecuación (4 y 5) puede ser cualquier sistema de unidades, en donde: (Z) es la energía potencial por unidad de peso de fluido, debido a su posición, medida por su altura por encima de un nivel de referencia asumido; (P) es la presión absoluta del fluido que escurre; P / es la energía mecánica exigida para pasar la unidad de peso de fluido a través de la sección es la densidad o peso específico del fluido a la presión (P). Si se refiere peso específico es igual al inverso del volumen específico Vˆ , donde el volumen específico representa al volumen de la unidad de peso del fluido a la presión (P); 2 / 2 g , representa la energía cinética por unidad de peso del fluido; es la velocidad del fluido en la sección, (g) es la aceleración de gravedad (h L)=pérdida por rozamiento en la tubería, y se expresa como la pérdida de altura en metros o pies de fluido. El flujo de los fluidos en tuberías esta siempre acompañado de rozamiento de las partículas que contiene el fluido, las cuales rozan entre sí y, consecuentemente por la pérdida de energía disponible, todo esto muchas veces provoca que no haya una alta eficiencia en el proceso estudiado. 16

Ecuación General de Pérdida de Presión La presión se determina frecuentemente haciendo uso de la ley de variación de las presiones, en columnas líquidas, con la elevación mediante instrumentos denominados Manómetros La ecuación general de la perdida de presión, conocida como la fórmula de Darcy, es válida tanto para flujo laminar como turbulento y si en la ecuación se utiliza en metros (m) queda una ecuaciones, en donde los parámetros que la componen son:( ) = coeficiente de fricción; (L)= longitud de la tubería ;(D)= diámetro de la tubería, bajo estas premisas, la ecuación es: hL+

fxLx 2 Dx2 g n

(6)

Con la ecuación (6) se puede determinar, también la pérdida de presión en unidades páscales (Pa) y quedan las siguientes fórmulas: f 2 P= 2D

(7)

La ecuación de caída de presión se puede escribir también, como: P=

xfx 2 144 xDx 2 g

(8)

Las fórmulas (7 y 8) representan la Ecuación de Darcy, las cuales se pueden deducir por análisis dimensional con la excepción del factor de fricción ( ), que debe ser determinado experimentalmente. El factor de fricción en la mayoría de los casos es una función del número de Reynolds (R e). En las ecuaciones aparecen también P = Caída de presión, debido a la fricción, las unidades aquí son lbM / piexs 2 ; (L)= longitud de la tubería en (pie); (D)= diámetro de la tubería en (pie); (g)= aceleración de gravedad en (pie/s 2) y = velocidad del fluido en (pie/s) El Número Reynolds (Re) este factor adimensional y proporcional al cociente entre las fuerzas dinámicas y las fuerzas viscosas El numerador del (Re) depende de la velocidad promedio del fluido y por lo tanto tiene una estrecha relación con la energía cinética. Luego esta ligado a las fuerzas dinámicas que se ponen en juego como consecuencia del movimiento. El denominador del (Re). Es la viscosidad de la cual dependen las fuerzas de resistencia que se oponen al movimiento. Los fenómenos dinámicos de los fluidos se pueden visualizar como situaciones complejas en las que hay un balance entre las fuerzas dinámicas que producen movimiento y las fuerzas viscosas que se oponen al movimiento La importancia del Número de Reynolds, como investigador fue que encontró la existencia de valores de críticos en los parámetros adimensionales que definen la

17

existencia del flujo laminar o turbulento. El parámetro conocido como número de Reynolds Re expresa la relación entre las fuerzas de inercia y las fuerzas de viscosidad. Cuando la relación es alta se generan turbulencias y se establece el flujo turbulento, esto tiene una gran importancia, para las ecuaciones de manejo de fluidos. La pérdida de presión se puede relacionar también con la caída de presión o gradiente de presión La caída de presión P , en términos de gradiente de presión, se dice que en cualquier punto de una tubería esta compuesta por: a.- Los efectos de la aceleración; b.- los efectos de la posición, y c.- Los Efectos de la fricción, todo esto se representa a través de la ecuación (9) P L

Total

P L

Aceleración

P L

Posición

P L

(9) Fricción

En función del tipo de sistema en estudio, el ingeniero de procesos juzgará la importancia de la contribución de cada uno de los efectos sobre la caída de presión, y por lo tanto puede despreciar los términos de menor importancia. Además es importante señalar que para cualquier fluido fluyendo en estado estacionario en tuberías o gasoductos de sección transversal invariable, el producto presión volumen (PV) es constante, luego los cambios en la densidad debido a los efectos de la temperatura y/o presión se compensan por los ajustes en la velocidad del fluido, luego se tiene que: P L

PV Aceleración

V L

(10)

Si el flujo fuese líquido, la velocidad se puede considerar constante y el término de aceleración se puede despreciar, pero cuando se trata de fluidos gaseosos, los Cuales se consideran fluidos compresibles, el cambio en la densidad del gas ocasiona variaciones en la velocidad, luego el término de aceleración debe de ser considerado, ahora el efecto de la posición sobre la caída de presión, se sustenta en lo siguiente. La elevación o inclinación de la tubería con respecto al plano horizontal produce cambios en la elevación por influencia de la fuerza de gravedad o simplemente influencia gravitatoria, que se representa a través de lo siguiente:

P L Donde

Posición

g gC

sen

(11)

es el ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal. Si el fluido

18

tuviese densidad constante, la integración de la ecuación (11) produce que: P L

C E x xLxsen

(12)

Posición

Donde: (L) es la longitud de la sección inclinada de la tubería; = densidad del fluido en el Sistema Británico de Unidades es (lb/PC), C E = Factor de Conversión, si sé esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades el factor tiene un valor de 6,24 x10 3 Efecto del Factor de Fricción sobre la Caída de Presión: El efecto de la fricción sobre la caída de presión se fundamenta en lo siguiente. El flujo en tuberías siempre esta acompañado por la fricción de las partículas del fluido con las paredes de la tubería ocasionando una pérdida de energía. Esta energía que se pierde se traduce en una caída de presión en la dirección del flujo, tal como en la actualidad son transportado por tuberías una gran cantidad de fluidos, es por ello que la influencia de la fricción sobre la caída de presión tiene una gran importancia y se considera en las ecuaciones (7 y 8), las cuales representan la Ecuación Universal de la fórmula de Darcy. Trabajo Realizado sobre el Sistema de Flujo de Fluidos: El trabajo realizado sobre el sistema de un flujo de fluidos a través de una tubería se atribuye a la fricción, según Campbel (2000). El trabajo realizado para sobrellevar la fricción a lo largo de una distancia (dL) es proporcionar a la superficie de contacto con el fluido, la velocidad al cuadrado del fluido, y la densidad del fluido. Ampliando este concepto, se obtiene la relación para el Factor de Fricción que interviene en las pérdidas, el cual se expresa generalmente como un gradiente de fricción, pero que en definitiva debe evaluarse empíricamente El método más utilizado para su cuantificación es el presentado por Moody. La pérdida de presión producida por una válvula consiste en: a.- La caída de presión dentro de la válvula o accesorio mismo; b.- La caída de presión en exceso aguas arriba de la válvula o el accesorio de la que normalmente ocurrirá si no existiese esta restricción en la línea c.- La caída de presión en exceso agua a bajos de la restricción de la que restricción de la que ocurriría normalmente si no existiese la válvula o accesorio Métodos Para Evaluar la Caída de Presión de un Sistema: Existen dos métodos para evaluar la caída de presión de un sistema si se recurre a varias resistencias en serie. El primer método comprende el cálculo de la caída de presión de cada resistencia individual. El segundo método consiste en calcular la pérdida de fricción de cada resistencia individual, la suma de todos los términos

19

particulares y la aplicación de la Ecuación de Bernoulli para obtener la caída general de presión. La suma de las caídas de presión puede utilizarse en sistema de líneas ramificadas, en donde además se debe de tener en cuenta, que la energía de presión representa una conversión de la energía de flujo en cualquier otra forma de energía, mientras que la pérdida por fricción representa la pérdida neta de la energía de trabajo total disponible que caracteriza al fluido. Estos dos términos se relacionan entre si por medio de la Ecuación de Energía Mecánica del Teorema de Bernoulli, ecuación que tiene una gran aplicación en la Mecánica de fluidos:

Z1 xg gC

2 1

2gC

2

Z 2 xg gC

VˆdP F We

1

2 2

2gC

(13)

Donde (Z) representa la altura de cualquier plano de referencia horizontal arbitraria en (pie); (F) es la pérdida por fricción de los accesorios en lb f pie / lbm ; (g) es la aceleración de gravedad en (pie/s) ; es la velocidad lineal en (pie/s); (P) es la 2 presión del sistema en lb f / pie ; g C es un factor de conversión de la gravedad específica igual a 32,17lbxpie / lb f s 2 ; We es el trabajo proporcionado por una fuente externa en lb f xpie / lbm y Vˆ es el volumen específico del sistema en pie 3 / lbmol

Factor de Fricción ( ) .Este parámetro refleja la resistencia ofrecida por las paredes de la tubería al movimiento del fluido. Este parámetro debe de ser determinado experimentalmente u obtenido mediante fórmulas empíricas. El ingeniero de proceso debe de ser muy cuidadoso al seleccionar la fuente para la obtención del Factor de Fricción, la como se da motivo a tres condiciones para el parámetro Fricción: a.- Gráficas aplicables a tuberías lisas, en forma experimental se ha determina, que para tuberías comerciales la caída de presión, debido a la fricción alcanza valores de entre 20-30%, incluso en algunos casos es mayor. b. Gráficos que reportan valores para el Factor de Fricción de Darcy o de Moody, mientras que otros dan valores, para el Factor de Fricción de Fanning, en todo caso hay que tener en cuenta que el Factor de Fricción de Darcy o Moody es cuatro veces mayor que el Factor de Fricción de Fanninig f Moody

f Fanning

(14)

c.- En un Flujo laminar el factor de fricción es independiente de la aspereza o rugosidad de la tubería. Mientras, que para flujo turbulento, el factor de fricción es independiente de la rugosidad de la material. En términos de rugosidad se tiene que existe la rugosidad absoluta y la rugosidad relativa, la cual se define como

20

el coeficiente entre la rugosidad absoluta y el diámetro interno de la tubería. La rugosidad relativa para materiales de tuberías comerciales es prácticamente independiente del diámetro, lo que significa que la rugosidad de la pared tendrá un efecto mayor sobre el Factor de Fricción en tuberías de diámetros pequeños. El estudio de la influencia del factor de fricción, en la eficiencia del transporte de gas por redes y tuberías de de gras, cada día tiene mayor importancia. En un Flujo es Turbulento: Una suposición válida para la mayoría de los pozos de gas es que el flujo es turbulento. La turbulencia de un flujo depende solamente de al rugosidad relativa de la tubería, por la cual se desplaza el gas. La rugosidad interna se evalúa mediante unidades de longitud, como por ejemplo pulgadas de espesor. La altura de rugosidad en efecto en algunos programas se toma, como un valor de 0,0006 pulgadas. Este valor es demasiado liso para la mayoría de las aplicaciones, por lo que se sugiere un valor alrededor de 0,006 pulgadas, sobretodo cuando se trabaja con tuberías de acero, lo que ocurre en la mayoría de los casos. Pero, en muchos casos se sigue asumiendo que la rugosidad relativa de las tuberías comerciales es 0,0006 pulgadas. Si una tubería comercial nueva con rugosidad de 0,0006 pulgadas se instala en un sistema, con el paso del tiempo las paredes internas de la tubería comenzarán a recibir acumulaciones que se adhieren provocando el aumento del grosor de la película de los ripios. Entonces, la pared interna puede llegar a presentar una capa de varios milímetros de sustancias cohesivas que impedirán el paso del flujo, ocasionando con ello una mayor turbulencia en el flujo, y por lo tanto una reducción en la eficiencia del flujo de gas. Es por ello que muchas personas están estudiando la posibilidad de aplicar agentes de fricción, de tal forma de disminuir el efecto de la fricción, en tuberías que transportan gas Flujo de Fluidos Reales: En el flujo de fluidos reales existe fricción entre partículas adyacentes que se desplazan con diferente velocidad generándose esfuerzos constantes que producen calor y por lo tanto disipan la energía El factor de fricción para condiciones de flujo laminar, necesariamente debe de estar relacionado con el número de Reynolds, el cual para este caso específico debe de alcanzar valores (Re4000), en este caso, no solo es una función del (Re), sino también de la rugosidad relativa de las paredes de la tubería ( /d). Es decir, de la rugosidad de las paredes de la tubería ( ) comparada con el diámetro de la tubería (d). En general todas las fórmulas prácticas para el flujo de fluidos se derivan del teorema de Bernoulli. El flujo de gas, como flujo de fluidos compresibles requiere de un conocimiento de la relación entre presión y volumen específico. Estos

21

parámetros no son nada fáciles de determinar para cada problema particular. Los casos extremos considerados normalmente son el flujo adiabático, y el flujo isotérmico. El flujo adiabático se supone que ocurre en tuberías de poca longitud, y siempre que estén bien aisladas, ya que no debe transferirse calor desde o hacia La tubería, es único intercambio de calor permitido es el que se produce por la fricción, y el cual se añade al flujo. El gas se transporta por gasoductos cuyos diámetros pueden ser de 10 a 122 centímetros (cm), según el volumen (V) y la presión (P) requerida, de tal forma que el desplazamiento eficiente. La longitud del gasoducto puede ser de unos cientos de metros a miles de kilómetros, según la fuente de origen del gas y los mercados que lo requieran. A medida que las distancias para transportar gas sean más largas, se presenta la consideración de comprimir el gas a presiones elevadas para que llegue a los diferentes puntos de entrega en la ruta de la red de gasoducto. La compresión es un factor económico importante en la transmisión de gas por gasoductos largos. Consideraciones de la Ley de Darcy La densidad de los gases varía considerablemente con la presión. La verdad es que la densidad de un fluido esta íntimamente relacionado con la masa, ya que la densidad es la relación que existe entre la masa de un cuerpo y su volumen. En algunos casos se define también el peso específico relativo, que viene a ser la relación entre el peso específico de la sustancia considerada y el de otra sustancia de referencia. También se hace referencia a la densidad relativa o relación entre la densidad de la sustancia y la de la sustancia de referencia. Por, lo tanto las consideraciones a la ley de Darcy, se refiere a, si la caída de presión entre un punto y otro de la tubería es grande, la densidad y la velocidad cambian de manera significativa, luego deben de tenerse en cuenta las siguientes consideraciones, al utilizar la ecuación de Darcy: a.- Sí la pérdida de presión ( P) es menor que el 10%, se obtiene una exactitud razonable si el volumen específico ( Vˆ ) que se introduce en la fórmula se sustenta en las condiciones de entrada o salida, siempre que sean conocidas b.- Si la caída de presión ( P) es mayor que 10%, pero menor que 40%. La Ecuación de Darcy puede tener una buena precisión, si se utiliza él ( Vˆ ) basado en una media de las condiciones de entrada y salida. c.- Si la caída de presión ( P) es mayor al 40%, la ecuación de Darcy no tiene aplicabilidad, y habría que utilizar otros modelos matemáticos, que permitan realizar el cálculo, en la actualidad este se simplifica un poco con la ayuda de los modelos de simulación, que permiten utilizar varias ecuaciones o modelos matemáticos, para la cuantificación de este parámetro: Flujo de Fluidos por Tuberías .El caudal transportado por una tubería esta en función del diámetro de la tubería, además de la presión que se le imponga al fluido para moverlo por la tubería. Además se sabe que la presión también esta en función de la densidad y la viscosidad del fluido. Entre los regímenes de flujo monofásico se tiene;

22

a.- Flujo Estacionario. Este régimen se explica, según lo siguiente. Si, en cualquier punto del espacio donde circula el fluido no varía con el tiempo, ni su velocidad ni su presión, se dice que es estacionario. b.- Flujo Transitorio. Este régimen de flujo es lo contrario al estacionario. Es decir, si en cualquier parte del espacio de la tubería, por donde circula el fluido varían con el tiempo la velocidad y la presión, se habla de un régimen transitorio. c.- Flujo Uniforme. Este régimen de flujo se refiere a que si en cualquier sección transversal a la corriente, la velocidad en puntos homólogos es igual en magnitud y dirección, aunque dentro de una misma sección transversal varíe de un punto a otro, se dice que el régimen es uniforme. d.- Flujo No uniforme. Si en cualquier sección transversal a la corriente, la velocidad en puntos homólogos es diferente en magnitud y dirección, se dice que el flujo es no uniforme. e.- Flujo Laminar. Si el flujo de fluido es perfectamente ordenado de manera que el fluido se mueva en láminas paralelas o en placas cilíndricas coaxiales. El fluido se caracteriza por el movimiento suave de las capas del fluido desplazándose una sobre otra sin mezclarse, la velocidad en un punto dado es constante y sigue un perfil parabólico, si todo esto se cumple el flujo es laminar. f.- Flujo Turbulento. Este tipo de flujo se caracteriza por el intercambio y mezcla del fluido en la dirección radial de una parte de fluido a otra; la velocidad en un punto dado fluctúa alrededor de un valor promedio y sigue un perfil paraboloide achatado, si todas estas característica se cumplen se tendrá un flujo turbulento. Flujo Bifásico en Tuberías: El flujo bifásico en tuberías es definido como el movimiento concurrente en el interior de la tubería, de gas libre y líquidos (hidrocarburos y agua). El gas puede estar mezclando en forma homogénea con el líquido o pueden coexistir formando oleajes donde espuma al líquido desde atrás o encima de el, provocando en algunos casos crestas en la superficie del líquido, es decir, sobre la interfase gas- líquido. Puede darse el caso en el cual el gas y líquido se mueven en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbaciones relevantes sobre la superficie de la interfase Líquido- Gas. Los parámetros relacionados al flujo bifásico en tuberías son: a.- Retención de líquidos en una tubería H l , el cual se define como la razón del área ocupada por el líquido en un segmento de la tubería entre el área total del segmento, en forma matemática esto se expresa como: Hl

área del líquido en un segmento de la tubería / área del segmento dad(16)

b.- Densidad del Fluido Bifásico

M

, este parámetro se representa como:

23

M

l

xH l

g

(17)

xH g

La ecuación (17) se puede expresar, también en términos de caudal de gas y líquido en ambos casos en caudal se expresa en pie 3 / s , y queda: l

x

g

g

l

g

m

x

g

(18)

c.- Velocidad Superficial. Este parámetro se define como la velocidad con que la fase del fluido puede representarse si fluye de un lado a otro en la sección transversal de la tubería. Otros parámetros de importancia son la caída de presión y la velocidad erosional, también llamada velocidad límite, se recomienda que las líneas de flujo, múltiples de producción, procesos de cabezales de pozos y otras líneas que transportan gas y líquidos en flujos bifásicos, se deben de ser diseñadas primeramente con base en la velocidad erosional del fluido. Investigaciones han revelado que la pérdida de espesor de la pared ocurre por un proceso de erosión / corrosión. El proceso de erosión /corrosión es acelerado por las altas velocidades del fluido, presencia de arenas, presencia de contaminantes corrosivos, como los gases ácidos y de accesorios que perturban la trayectoria de la corriente. La velocidad erosional o límite e puede ser estimada a través de una ecuación empírica: C (19) e m

Donde: (C) es una constante empírica, y tiene valores de 100 para procesos continuos y de 125 para procesos intermitentes, mientras que los valores de 150 hasta 200 pueden ser utilizados en el proceso continuo. La velocidad de erosión es un parámetro de mucha importancia, ya que indica que es la máxima velocidad, que se puede permitir al fluido para que no haya corrosión Ecuación Para Flujo de Gases Totalmente Isotérmico: En estos casos la caída de presión en las tuberías es a menudo muy grande, luego no se puede aplicar Darcy, y habría que aplicar la siguiente ecuación: W 2=

DA2 Vˆ1 xfL

( P12 ) ( P22 ) P1

(20)

En vista que los problemas de flujo de gas se expresan normalmente en términos de metros cúbicos por hora (m3/hora), y la mayoría de las veces en condiciones normales. En la ecuación: ( ) es el caudal transportado por la tubería;(P1 es la presión de entrada a la tubería;(P2) es la presión de salida del sistema;( ) es el coeficiente de fricción (Lm) es la longitud de la tubería ;(T) es la temperatura de fondo o promedio del sistema; ( G) es la gravedad específica del gas al aire y (D) es el diámetro interno de la tubería. La ecuación es:

24

( P12 P22 ) fxTxLM x g

(m3/ hora)=1,361x10-7

2

D5

(21)

También existen otras fórmulas utilizadas para el flujo de fluidos compresibles en tuberías largas, como por ejemplo la Weymouth la cual se expresa como: =2,61x10-8xD2,667

( P12

P22 ) g

LM

2

288 T

(22)

Una ecuación válida para Panhandle, utilizada en la determinación del caudal de gas natural, para la cual en diámetro de la tubería debe estar entre 6 y 24 pulgadas, con un número de Reynolds entre 5 x10 6 y 1x06y =0,6 y la ecuación queda: 0, 5394 ( P12 P22 ) = 2,044x10-8xExD2,6182 (23) LM La letra (E), que aparece en la ecuación (23) representa el factor de eficiencia del flujo, y se define como un factor tomado de la experiencia, y se supone normalmente igual a 92%. Este valor se considera un valor promedio en las condiciones de operación .Las ecuaciones (19; 20; 21; 22 y 23) se sustentan en las siguientes hipótesis: 1.- Que el flujo sea isotérmico; 2.- Que no se reporten ni se realiza trabajo mecánico sobre o por el sistema; 3.- Que la velocidad del flujo o descarga permanezca constante con el tiempo; 4.- Que el gas responda a la ley de los gases ideales; 5.-Que la velocidad pueda ser representada por la velocidad media en una sección 6.- Que el factor de fricción sea constante a lo largo de la tubería 7.- Que la tubería sea recta y horizontal entre los puntos extremos y 8.- Que la aceleración pueda despreciarse por ser una tubería extensa. Transporte de Gas por Gasoductos En el caso de transporte de gas por gasoductos, donde el fluido tiene que desplazarse en grandes distancias. Aquí, el gas fluye debido a la diferencia de presiones entre los extremos de un gasoducto. El flujo se ve afectado por la composición del gas, la diferencia de alturas sobre el nivel del mar, la temperatura así, como por las características físicas del

25

gasoducto, como son el diámetro y la rugosidad de las paredes y la longitud del gasoducto. Las ecuaciones mencionadas se derivan de la misma fórmula básica, pero difieren en la selección de datos utilizadas para determinar los factores de fricción. Estos factores, por lo general se utilizan en las fórmulas de cálculo de caudal en forma simplificada para flujo compresible. Pero, hay que tener en cuenta, que si los mismos factores de Fricción de Weymouth y Panhandle se utilizan en la misma fórmula simplificada, los resultados obtenidos son idénticos. El factor de fricción de Weymouth es: =

0,094 D 0,33

(24)

Tipos de Fluidos en el Transporte de Gas Natural El movimiento del gas natural dentro del gasoducto se clasifica en tres regímenes de flujo, en donde cada uno tiene una importancia, para el control operacional del proceso de transporte de gas a.- Flujo Laminar, que se presenta raramente en distribución de gas natural por gasoductos de diámetro reducido. El flujo laminar se produce en diversas situaciones, pero su característica fundamental es siempre la misma, las partículas del fluido siguen trayectorias que no se entrecruzan con las otras partículas. El flujo laminar ocurre a velocidades suficientemente bajas como para que las fuerzas debidas a las viscosidades predominen obre las fuerzas de inercia. La diferencia de velocidad entre partículas adyacentes genera esfuerzos cortantes, por efecto de la viscosidad, que a su vez tienden a eliminar el movimiento relativo b.- Flujo Transicional, que se presenta con frecuencia en distribución y raramente en transporte de gas natural c.- Flujo Turbulento, que es el patrón de flujo más común en gasoductos de gran diámetro, a altas presiones y con grandes caudales, como es generalmente, en caso de transporte de gas natural. En este tipo de fluido se supone que el movimiento de un fluido se puede descomponer en un flujo medio con componentes de velocidad, las condiciones de flujo turbulento son un capítulo muy bien estudiado en la Mecánica de Fluidos. Ecuaciones Generales de Transporte de Fluido: Las ecuaciones generales de transporte de fluido, se pueden utilizar, de tal forma que a través de ellas se pueda caracterizar el transporte de gas. Para la aplicabilidad de las ecuaciones al flujo de gas, se tienen que hacer las siguientes consideraciones: VdP

g X ( 2) + =- W f -W gn 2gn

(25)

Donde: (V) = volumen del fluido ;(P)= presión del fluido ;(g) = fuerza de gravedad; ( X) = cambios en el recorrido del fluido ;(g C)= fuerza de gravedad en condiciones normales ( )= cambios en la velocidad del fluido; (W f) = trabajo de fricción y (W) 26

= trabajo ejecutado por el sistema. Si (W f) se reemplaza queda:

2 fxLx 2 g n xD Donde :( )= factor de fricción, L= longitud y D= diámetro interno. Wf=

(26)

Ecuación General para el Flujo de Gas a Través de Tuberías de Transporte de Gas El valor del conocimiento de las condiciones para las cuales son aplicables las fórmulas usadas en el cálculo del flujo de gas a través de tuberías, tanto como lo que se debe de asumir hechas en la derivación de esas fórmulas, justifican un análisis detallado de las ecuaciones básicas. A partir de tal análisis, se entenderán más fácilmente las diferencias entre las fórmulas para el flujo del gas. La derivación matemática incluye la fórmula fundamental para el flujo de los fluidos compresibles y la fórmula general para el flujo de gas natural a través de tuberías. La teoría del flujo de fluidos compresibles y la derivación de las fórmulas básicas están en la mayoría de los textos relacionados con la termodinámica. La fórmula general para el flujo de gas natural a través de tuberías se puede obtener por varios caminos; el método siguiente parece ser más directo: se considera un tramo de tubería entre dos secciones cualesquiera, que son normales a las paredes del tubo. El flujo entre esas dos secciones se requiere cumplir dos condiciones bien específicas siguientes: a.- No se hace trabajo sobre el fluido por medios externos. b.- El flujo es permanente; o sea que el mismo peso de gas pasa por cada sección de la tubería durante un intervalo de tiempo. c.- Los gases se miden usualmente en términos volumétricos, más que por peso; sin embargo, las relaciones de energía usadas en la obtención de la fórmula fundamental para el flujo de fluidos compresibles se presentan más fácilmente cuando se considera un peso dado de fluido. Posteriormente se introducen los factores de conversión de peso a volumen. En la siguiente derivación de la ecuación fundamental para el flujo de un fluido compresible a través de tubería el primer paso es aplicar la ley de conservación de la energía, balanceando solamente la energía mecánica. A lo largo de la longitud arbitraria de la tubería seleccionada, el balance de energía mecánica por unidad de peso del fluido que escurre por la parte de al tubería seleccionada para el ejemplo es:

Z1

P1

2 1

1

2g

He

Z2

P2

2 2

2

2g

27

hf

(27)

En la ecuación (27) los subíndices 1 y 2 designan las condiciones en las secciones de entrada y de salida, respectivamente. En ambos casos .se puede utilizar cualquier sistema de unidades. Es decir se puede trabajar en el Sistema Británico de Unidades o el Sistema Internacional de Unidades (SI). En fórmula (27) (Z) es la energía potencial por unidad de peso de fluido, debida a su posición, medida por su altura por encima de un nivel de referencia asumir ; P / es la energía mecánica exigida para pasar la unidad de peso de fluido a través de la sección ; (P). es la presión absoluta del fluido que escurre ; . Es el peso específico del fluido a presión (P), es igual al inverso del volumen específico Vˆ que representa el volumen de la unidad de peso del fluido a la presión (P); 2 / 2 g es la energía cinética por unidad de peso del fluido; . Es la velocidad del fluido; (g) aceleración debida a la acción gravitatoria;(He) es el Trabajo (energía) mecánico hecho y recibido por la unidad de peso de fluido debido a su expansión mientras pasa de la sección de entrada a la sección de salida. En el flujo de un fluido compresible a través de una tubería, la literatura indica que por cada unidad de peso del fluido en expansión a una presión (P 1), necesariamente debe de haber y un volumen específico Vˆ1 a una presión (P2) y un volumen específico Vˆ hace el trabajo que se representa por la siguiente 2

ecuación Vˆ2 Vˆ1

PdVˆ

(28)

Este trabajo se realiza sobre el fluido que lo rodea, y, en un tubo donde el flujo es permanente, cada unidad de peso de fluido recibe esta misma cantidad de trabajo del resto de fluido en el tubo, por consiguiente, cada unidad de peso de fluido se puede considerar como haciendo este trabajo sobre sí mismo, luego se tiene que He =

Vˆ2 Vˆ1

PdVˆ

(29)

Se sabe que el (Hf) es el trabajo o energía mecánica desarrollado por la unidad de peso de fluido para vencer la resistencia cortante de la fricción entre las secciones de entrada y salida del tramo considerado. A partir del balance de energía de la ecuación (27) se pueden derivar fórmulas para numerosas condiciones de flujo. En el desarrollo de una fórmula general para el flujo de gas natural a través de tuberías se considerarán solamente las condiciones que conciernen al transporte comercial. En la aplicación de la ecuación (27) al flujo de gas natural a través de tuberías algunos de los factores son de una pequeña magnitud relativa y pueden ignorarse; además, se hacen muchas asunciones que permiten simplificaciones sin afectar sustancialmente el valor de las ecuaciones resultantes. Tres de esas asunciones o condiciones, permiten realizar un estudio con alta precisión y exactitud sobre los procesos, y son las siguientes:

28

a.- El Flujo de gas ocurre bajo condiciones isotérmicas La temperatura del gas coincide con la de la tubería y como las tuberías de gas natural usualmente se instalan enterradas, la temperatura del gas que fluye no se afecta apreciablemente por cambios rápidos de la temperatura atmosférica. Los cambios de temperatura del gas usualmente son estacionales y las observaciones simultáneas de temperatura en las secciones de entrada y salida del tramo de tubería son generalmente las mismas. b.- El comportamiento del gas esta regido por la Ley de Boyle . Esta ley establece que a temperatura constante el volumen ocupado por un gas es inversamente proporcional a la presión absoluta. Por consiguiente, para la asunción de flujo isotérmico, los productos de presión y volumen que aparecen en ambos miembros de la ecuación (27) se cancelan entre si, y luego la ecuación se convierte en: Z1

2 1

2g

He

2 2

Z2

2g

Hf

(30)

Pero, es necesario tener en cuenta que los gases reales no cumplen estrictamente la ley de Boyle. Esta desviación, para el caso del gas natural es de gran importancia a altas presiones y depende tanto de la composición química del gas natural como de las condiciones de presión y temperatura bajo las cuales se encuentran. c.- La Tubería de transporte del fluido es horizontal. Los cambios de elevación a lo largo de una tubería rara vez son muy grandes y su efecto en el cálculo del flujo de gas usualmente es despreciable El peso específico del gas natural bajo las presiones ordinarias en las tuberías es pequeño comparado con el de los líquidos y en la mayoría de condiciones las diferencias de energía potencial del gas debido a diferencias de elevación tienen un pequeño significado relativo. La tasa de flujo es usualmente suficientemente alta para dar grandes valores a los términos de la ecuación (27) comparados con las diferencias de valores entre los términos (Z 1 y Z2), por consiguiente estos términos se eliminan de la ecuación (27), luego la ecuación se convierte en: Hf

He

2 2

2 1

(31)

2g

En el flujo de gas natural a través de tubería ocurren usualmente considerables caídas de presión entre las secciones de entrada y salida, por lo tanto se necesita tenerlas en cuenta para la determinación de las condiciones de flujo relativas Como la presión a lo largo de la tubería disminuye y la temperatura permanece constante, el volumen del gas aumenta. Y como el mismo peso de gas cruza cada sección de la tubería durante el mismo intervalo de tiempo, y la tubería es de área constante en la sección, la velocidad del flujo aumenta. Por lo tanto se 29

considerarán las relaciones de energía para una longitud diferencial longitud diferencial la ecuación (31) es:

L Para esa

2

dH f

dH e

(32)

2g

Previo a la evaluación del término (dH f) es necesario definir brevemente la naturaleza del flujo de gas natural en el transporte comercial: En el flujo de fluidos el movimiento de las partículas fluidas a través de la tubería, por lo general es laminar ó turbulento. Como su nombre lo indica, si el flujo es laminar el movimiento de las partículas es paralelo a las paredes de la tubería y no hay corrientes transversales, mientras que en el flujo turbulento existen corrientes transversales o vórtices. Se considera que el flujo laminar ocurre usualmente a bajas velocidades. Para el sustento de esta afirmación se considera. El trabajo de Reynolds, el cual establece las relaciones entre el tipo de flujo y el diámetro del tubo, la velocidad del flujo y la densidad y la viscosidad del fluido. En el transporte comercial de gas natural por tubería el flujo es decididamente turbulento y es para este tipo de flujo que se expresa aquí la ecuación del balance de energía, representada por la ecuación (27). El trabajo hecho para vencer la resistencia de la fricción en la distancia (dL) es igual al producto entre la resistencia de fricción y la distancia a lo largo de la cual se vence esa resistencia. Esta afirmación se sustenta en el, artículo publicado por Prandt, el cual señala que .Para flujo turbulento, la resistencia a la fricción es proporcional a la superficie de contacto con el fluido, aproximadamente proporcional al cuadrado de la velocidad y proporcional al peso específico del fluido. Ahora, si la resistencia es proporcional al cuadrado de la velocidad es también proporcional a la velocidad en el cabezal, representada por 2 / 2 g , si se expresa en símbolos de la resistencia a la fricción, como (dRF), el cual es proporcional a: 2

dLxDx

2g

(33)

x

En donde : (dL) es la longitud de la tubería; (D) es el diámetro de al tubería; ( ) es la velocidad de flujo:, (g) es la fuerza de gravedad y ( ) es el peso específico del fluido, lo que indica que: 2

dF

(dL)( D )

2g

x

(34)

El término ( ) es el factor de proporcionalidad requerido para satisfacer la igualdad y es comúnmente llamado factor de fricción. Este factor tiene una gran importancia, en la evaluación de la eficiencia del sistema de transporte de gas, por redes y tuberías de gras. Ahora, el trabajo requerido para vencer la resistencia de la fricción en un tramo (dL) de tubería será:

30

2

dR d

(d )(D)

2g

(35)

x( )(d )

El peso del fluido en ese tramo de la tubería es igual al área de la sección,(A) multiplicada por la longitud del tramo y por el peso específico del fluido, por lo que queda: (36)

A dL

Y el trabajo (W) requerido para vencer la resistencia de la fricción en la longitud (L) por unidad de peso es: f d D 2 / 2g d dH f (37) A dL Sustituyendo valores se obtiene la Ecuación de Darcy-Weisbach dH f

4f

d 2 D2 g

(38)

d , luego a través de Las investigaciones han determinado que dH e sustituciones, todas estas sustituciones conllevan a poder obtener una ecuación, que permite, cuantificar algunas condiciones operacionales, del proceso de transporte de gas natural, con las sustituciones en las ecuaciones se obtiene que:

d 2 D2g

4f

(39)

Para simplificar la solución de la ecuación (39), los parámetros de la ecuación se pueden expresar en términos del caudal volumétrico , el caudal en peso p ,la constante del gas (R) y la temperatura del gas (T), así: se obtiene que: p

A

A

A

p

(40)

A

Realizando los cambios en la ecuación (39) se obtiene:

4f

d

2 p

2

D2 gA

RT

2

p

p

AxgxA

(41)

Dividiendo ambos miembros por la velocidad de los fluidos 2 se obtiene una ecuación, que permite clarificar los conceptos estipulados, en el estudio de transporte de redes y tuberías de gas 31

4f

2 p

2D2 g

Vˆ

Vˆ Vˆ A 2 gVˆ

Vˆ Vˆ 3

RT

p

(42)

Integrando la ecuación (42) entre los límites 0 y L para la longitud y Vˆ1 y Vˆ2 para el volumen se obtiene

4f

2 p 2

2 DgA

1 RT 1 / V12 2

L

2 2

1/ V

2 p 2

A g

ln

V1 V2

(43)

Reacomodando la ecuación (43) se obtiene que:

4f

L

2 p

1 RT P12 / R 2T 2 2

2 DgA2

Es decir que;

4f

2 2

P /R T 2 p

L

2

2 DgA

2

2 p

2

A 2 g 2 p

P12 P22 2 RT

2

A g

ln RT / P1 / RT / P2

ln

P2 P1

(44)

(45)

Multiplicando ambos miembros de la ecuación (45) por (RT/P1)², queda: 4f

L

2 p

2 DgA

2

RT P1

2

Agrupando para

L 4f 2 DgA2

p

RT

P1

P12 P22 RT 2 RT P1 p

RT / P1 P12

2

2

RT P1

RT

P1

2

2 p

P2 P1

(46)

P 1 ln 2 2 P1 A g

(47)

2

A g

ln

queda

P22 RT 2 P12

:Resolviendo la ecuación (47) para

p

2

2 p

2

P1

2

p

RT / P1 :,queda:

RT ( P12 P22 ) / 2 P12 4 f ( L / 2 DgA2 ) (1 / A 2 g ) ln( P2 / P2

(48)

Reordenando la ecuación (48), queda p

RT

P1

gRT ( P12 P22 ) / 2 P1 A 4 f ( L / 2 D) ln( P2 / P1

1/ 2

(49)

32

Utilizando postulados matemáticos, se llega a obtener que: p

RT / P1

A

(50)

1

Además, se sabe que para tuberías comerciales la relación longitud a diámetro (L/D) es grande comparada con la relación de presiones a la entrada y a la salida del tramo, luego el valor del término ln(P 2/P1) es despreciable en comparación con el valor del término (4 L/2D) y para cálculos ordinarios podrá ignorarse, y se tiene: Ax

1

gRT ( P12 P22 ) A 2 P1 4 fL / 2 D

1/ 2

(51)

Tal, como la tasa volumétrica es ( A ), mientras que la constante universal de los gases se puede expresa como (R= KG/M), donde M es el peso molecular del gas y KG es la constante universal de los gases, luego la ecuación (40) se puede expresar en términos de gK G TD ( P12 _ P22 A MP12 4 fL

1/ 2

(52)

Sin embargo, la ecuación (52) debe y puede simplificarse de manera que pueda expresarse en términos de variables que se midan más fácilmente. La principal función de cualquier fórmula de flujo en tuberías está en su aplicación al diseño de sistemas de tuberías. Por esta razón es deseable expresar las relaciones de los diversos factores que influyen en el flujo en su forma más simple para facilitar el cálculo de cualquiera de las variables cuando se conocen además. La ley de los gases (PV=RT), que permite relacionar las condiciones absolutas de la presión y el volumen (PV) con las condiciones ambientales o de operación, como también de base o estándar, las cuales se simbolizan de la siguiente forma (Pb,Tb). Esto indica, por ejemplo que en el Sistema Británico de Unidades, la presión se expresa como 14,73 (lpca), mientras que la temperatura corresponde a un valor de 60F o 520 R. Luego si la ecuación (41) se multiplica por P1T0 / PbT , queda: gxK G xTxD P22 P12 A MxP12 4 fL

1/ 2

P1 xT0 PO xT

(53)

La ecuación (53) se puede escribir, también como: gxK G xD P22 P12 A Mx 4 fLT

El área en términos del diámetro es A =

1/ 2

T0 PO

(54)

D²/4, luego la ecuación (54), queda: 33

1/ 2

gxK G xD 5 P22 P12 4 Mx 4 fxLxT

T0 PO

(55)

Para los gases el peso molecular aparente (M) se expresa como M luego la ecuación (44) queda 1/ 2

gxK G xD 5 P22 P12 4 M aire x G 4 fxLxT

T0 P0

M aire x

G

,

(56)

La ecuación (56) es la ecuación fundamental para el flujo de fluidos compresibles a lo largo de tuberías que transportan gas Si esta ecuación se expresa en unidades del Sistema Internacional (SI), se tiene que: g = 9.8 m/s²

KG

M aire

1m 3 0,75(m) x13,56 KN / m 3 1000L 1atm

atmxL 0,082 gmolxK

29

gf

1kg f

gmol

1000g f

9,8

N kg f

0,2842

8,282

mN gmolK

N gmol

Reemplazando en la ecuación (56), queda 9,8 m / s 2 8,282 mN / gmolxK D 5 P22 4 0,2842 N / gmol x G 4 fxLxT

P12

1/ 2

T0 P0

(57)

Simplificando la ecuación (57), queda finalmente 6,64

m s K

P22

P12 D 5 G xfxLxT

1/ 2

T0 P0

(58)

La ecuación (58) es la ecuación general para el flujo de fluidos compresibles a lo largo de tuberías, en unidades SI. La ecuación en términos de Unidades del Sistema Británico, queda

g= 32.17 pie/s²; KG=1544 pie.lbf/lbm.R ; Maire=29.0 (lb/lbmol); (1 milla = 5280 pie). La ecuación (45), queda

4

32 ,17 1544 / 29 P22 P12 D / 12 G x 4 fx 5280 L T

Simplificando la ecuación (59), queda

34

5

1/ 2

T0 (3600) P0

(59)

P22

P12 D 5 G xfxLxT

1,6156

1/ 2

T0 P0

(60)

La ecuación (60) es la ecuación general para el flujo de fluidos compresibles a lo largo de tuberías, en unidades del Sistema Británico. Esta versión de la ecuación es conocida como ecuación de Weymouth cuando el factor de fricción se obtiene a partir de

1

11,19D1 / 6

f

(61)

La ecuación (58) para gases reales se debe escribir de la siguiente forma: P22 P12 G xfxLxTxZ

m

6,64

s K

1/ 2

T0 P0

(62)

Donde (Z) es el factor de compresibilidad. Esta ecuación puede tener una serie de aplicabilidades, en términos generales puede simplificarse para tres rangos de presión, de tal forma que: a.- P b.- P

7000mb ,y Z=1 y la ecuación queda representada por la ecuación (60) 70mb , y queda

0,13 0 , 425 G

P22

0 , 575

P12

D 2, 725

L

(63)

La ecuación (63) es conocida como ecuación de Müeller para presión media, en donde (m 3 / hora) .;P (bares), L (m); D(mm) c.- P

3,75x10

70mb , y queda:

0, 425 G

3

h L

0, 575

D 2,725

(64)

La ecuación (64) es la ecuación de Müeller para presión baja, en donde el caudal se expresa en (m3/hora); h( P)en(mb) .; L(m); D(mm) Ecuación de Flujo en Tuberías de Gas. En este las pérdidas de energía por rozamiento, el cual se debe de incluir en la ecuación de Bernoulli, y la expresión de Darcy- Weisbach, que se representa a través de la siguiente ecuación: hf

fxLx 2 Dg

2

(65)

En la ecuación (65) se han obtenidos analítica y experimentalmente expresiones para el factor de fricción ( ), lo que proporciona los instrumentos básicos para el cálculo del flujo permanente. Si el flujo es laminar el coeficiente de fricción se

35

determina por la ecuación (19), mientras que si el flujo es turbulento, sobre contornos lisos, donde se debe de cumplir la condición que Re 10 5 se debe de utilizar la siguiente ecuación 1 f

02,0 log

Re f 2,51

(66)

Si el número de Reynolds tiene valores entre (2000 y 10000). El factor de fricción se determina, según Blasius 0,316 f (67) Re1 / 4 Ahora para contornos rugosos el factor de fricción se determina por la siguiente expresión matemática: 1 f

2,0 log

2,51 Re

3,71D

f

(68)

Todas estas expresiones están graficadas en el Denominado Diagrama de Moody, el diagrama el Factor de Fricción es función del número de Reynolds y de la relación / D Tuberías Simples Para una tubería simple con diámetros constantes se pueden presentar tres casos básicos en la solución, de una ecuación que permita determinar el caudal de flujo: CasoI , aquí los datos son ; L; D; ; , mientras que se desconoce h f En este caso el número de Reynolds y la rugosidad relativa se determinan a partir de los datos, mientras h f se calcula determinando ( ), y sustituyendo después en la ecuación (65) Caso II datos h f ; L; D; ; , mientras que lo desconocido es . En esta caso el volumen y factor de fricción son desconocidos y hay que utilizar en forma simultánea la fórmula (65) y e diagrama de Moody para encontrar sus valores. En vista que / D es conocidos, se puede suponer un valor para ( ), con lo cual se puede dar una solución del problema. Caso III aquí como dato se tiene h f ; ; L; ; , y la incógnita es (D). En este caso como (D) es desconocido hay tres cantidades desconocidas en la ecuación (65), que son ( ;V y D), dos de estas incógnitas están en la ecuación de continuidad (V y D) y tres en la expresión relativa del número de Reynolds (V;d y R e). La rugosidad es también desconocida. Utilizando la ecuación de continuidad se encuentra que: 36

D

5

8Lx 2 2 g ( D 2 / 4) 2

(69)

Quizás uno de los principales problemas, que se ha encontrado en la instalación y tendido de redes de tuberías es determinar la capacidad de flujo de las tuberías Thomas Weymouth fue uno de los primeros investigadores en desarrollar una ecuación que permitiera determinar la capacidad de flujo de un gasoducto. A partir de esta ecuación se ha desarrollado una gran cantidad de modificaciones. Estas modificaciones han permitido una mejor aplicabilidad de la ecuación de cálculo de la capacidad de flujo del gasoducto; estas modificaciones han dado origen a otras ecuaciones, como por ejemplo la ecuación de Jhonson y Berward. Autores, que fundamentaron su ecuación. En la ecuación general de balance de energía. Esta ecuación en tuberías de gas, se fundamenta en la ecuación de energía mecánica, la cual en la actualidad puede ser fácilmente resuelta utilizando modelos de simulación. 144 Vˆ

dP+

d gdL fx 2 + + -dL+W C 2 x xg n g n 2gn D

(70)

En la ecuación (70) se tiene que: ( Vˆ )= volumen específico del fluido en pie3 / lbmo o simplemente (PC/lbmol); ( )= densidad del fluido en (lb/ pie 3 ); ( ) velocidad promedio del fluido en (pie/s); ( )= factor de corrección de la velocidad promedio; (L) = longitud de la dirección vertical en (P);(f) = Factor de fricción de Moody; (D)= diámetro interno de la tubería en (P) ;(g)= aceleración de gravedad (pie/s2); (gn)=32,17 lbmxP/lbf s2);(W C) = trabajo mecánico. En la ecuación (70), todas las Unidades están en Sistema Británico. La energía mecánica se puede escribir de las siguientes formas: 144 Vˆ

144

dP+

2 1

gdL fx 2 + dL=0 gn 2gn D

dP g + P gn

(71)

2 1

dZ +0,5gnD 2

1

f

2

dL 0

(72)

La ecuación de Jhonson y Berward. queda: g C xVdP g

dh 2 gxD

d 1

dLW

dWS =0

(73)

En la ecuación (73). Las expresiones ( g C xVdP / g ) es el cambio de energía interna ; dh / 2 gD es el cambio de energía potencial; d es el cambio de energía cinética

37

; dLW (4) es el Trabajo irreversible (pérdida de energía hecha por el fluido sobre las paredes de la tubería y dWS es el Trabajo reversible realizado por el sistema sobre los contorno. La ecuación (73) dio origen a una ecuación que permite determinar el flujo de gas en pies cúbicos estándar por hora (PCNH) H =(1,6156)

Tb Pb

( P12 P22 ) 5 D xLxfxTf

(74)

La ecuación (74) es la ecuación de Weymouth para el flujo de gas en tuberías En la ecuación ( H) = Tasa de flujo en pies cúbicos por hora en condiciones de presión y temperatura estándares (PCNH);(T b)= temperatura estándar (60 F o 520 R) ; (Pb)= presión estándar (14,7 lpca) ,(P1)= presión de entrada a la tubería (lpca); (P2) = presión de salida de la tubería en (lpca) ; (D)= diámetro interno de la tubería en pulgadas ;(f)= Factor de fricción ;( )= gravedad específica del gas ;(L)= longitud de la tubería en millas;(TF) = temperatura promedio del gas en el sistema en condiciones de flujo (R). En términos generales se puede deducir una ecuación básica para determinar el caudal de flujo de una tubería de gas, como por ejemplo:

TCE CE=K PCE

( P12 P22 ) D5 xfxLxTP xZ P

0,5

(75)

En la ecuación (75). La constante (K) toma diferentes valores, dependiendo del sistema de unidades, en el cual sé este trabajando, y si la ecuación fue deducida por Weymouth o Panhandle Existen, también otra serie de ecuaciones de flujo de importancia, para determinar el transporte de fluido gaseoso por un sistema de redes y tuberías de gas. G.G Wilson dedujo una ecuación general, a partir de la primera ley de la termodinámica. Ley que en términos matemáticos implica una relación entre la energía interna, el trabajo y calor, y se representa: E= Q- W

(76)

En donde: ( E)= variación de la energía interna de un cuerpo; (Q)= Calor adsorbido por un cuerpo y (W)= Trabajo realizado por el cuerpo. Si solo se ha realizado trabajo mecánico, debe estar representado por la relación (PV). Pero en los gases reales la relación (PV), puede ser reemplazada por la ecuación general del estado gaseoso, luego (PV = ZnRT) Observaciones Sobre la Ecuación de Weymouth En la actualidad existen una serie de argumentos válidos que determinan la mejor forma de utilizar el factor de compresibilidad (Z), también con la utilización de los modelos de simulación, se ha acercado las posibilidades de obtener en forma rápida una serie de cálculo de flujo o caudal de una tubería de gas, en donde estén involucrados una serie de factores, tales como el Factor de Compresibilidad, por ejemplo .Si se parte de la ecuación general de los gases el término presión debería escribirse como (P/Z),

38

luego la ecuación general de los gases reales debe ser: P V = nRT Z

(77)

Si utiliza el Factor de Compresibilidad promedio (Z P). La ecuación matemática que representa esta igualdad es: ( P12 ) ( P22 ) ZP

2

(78)

La ecuación (78) conlleva a que se cometan muchos errores, además de la dificultad para determinar el factor de compresibilidad promedio (Z P). Quizás para mitigar el error en la determinación del factor de compresibilidad promedio, es cometer un error mínimo en el cálculo de la presión promedio, y para eso utiliza la siguiente ecuación: P1 Z1

2

P2 Z2

2

( P)2

(79

La fórmula (79) es la de mayor utilidad para la corrección de presiones .Además, en el cálculo del valor promedio de (Z P) se cometen muchos errores, incluso cuando los valores de la presión de entrada y salida sean conocidos. El cálculo se complica todavía mucho más cuando una de las presiones terminales se desconoce. Estos errores, como es lógico tienen su influencia en el factor de eficiencia en las diferentes ecuaciones utilizadas para él calculo del caudal o flujo de la tubería. Con el fin de incrementar la eficiencia de las ecuaciones se acepta que (Z) se aplique específicamente a cada valor de presión, y que se hagan los reemplazos adecuados en las ecuaciones: Ecuación de Mayor Utilidad para el Cálculo de Caudal Transportado: Si se asume que una de las ecuaciones de más utilidad en el cálculo del caudal de flujo de una tubería de gas es la ecuación de Weymouth, luego es lógico que sea esta la ecuación que se tome como modelo para realizar los cambios. Aunque, se debe de tener en cuenta, que la utilización de un solo modelo conllevaría a cometer muchos errores en él calculo Para la ecuación de Weymouth el término (P 2) ha sido reemplazado por (P/Z)2. Quizás una de las formas que se faciliten los cálculos de flujo en tuberías de gases, es que el usuario debería de tener acceso a tablas de presiones corregidas para cada sistema en particular utilizando para ello temperaturas promedios que sean representativas.. En muchos casos estas tablas existen, y lógicamente se facilitan los cálculos. La presión promedio (PP) es un parámetro de vital importancia para inventariar grandes volúmenes de gas. Se han hecho investigaciones en largas tuberías,

39

cerrando simultáneamente ambas válvulas hasta obtener presiones constantes en ambos extremos. La igualdad de las presiones, da la siguiente relación la cual se Puede utilizar para calcular la presión promedio: PP =

2 ( P13 3 ( P12

P23 ) P22 )

(80)

Una de las ecuaciones de mayor precisión para la determinación de la presión promedio, es la ecuación que permite determinar el promedio logarítmico: PP

P1 P2 ln P1 / P2

(81)

En todos los casos (P1), representa la presión absoluta de entrada a la tubería, mientras que (P2) es la presión absoluta de salida de la tubería. La ecuación (81) determina la presión media logarítmica. Pero, en vista que el factor de compresibilidad no es solo una función de la presión promedio, sino también de la temperatura promedio. Luego se necesita una ecuación que permita determinar la temperatura promedio (T P), para eso se utiliza una ecuación. En donde: T1 y T2= son las temperaturas absolutas de entrada y salida de la tubería y T G = es la temperatura circundante a la tubería. Las ecuaciones para determinar la presión o temperatura promedio, sirven para demostrar el cuidado que se debe tener con el manejo de las tablas que corrigen la presión y el factor de compresibilidad. La Ecuación es: T1 T2 (82) TP Tg ln T1 Tg / T2 Tg Las ecuaciones tienen una gran importancia, en vista que indica lo riguroso que se debe ser con el manejo de la presión y factor de compresibilidad promedio, sobretodo cuando estos valores están tabulados. Si por ejemplo, para la ecuación de Weymouth o Panhandle se utilizara la expresión matemática 2 P

P

P1 Z1

2

P2 Z2

2

(83)

Los errores cometidos en el cálculo, por lo general se deber exclusivamente al mal manejo de las tablas. Si por ejemplo se hicieran gráficos para determinar el error cometido, en el manejo de las tablas, se puede concluir, que el error se incrementa a medida que aumenta la diferencia entre la temperatura de flujo verdadera y la temperatura con la cual se realizan las determinaciones del caudal, incluso se puede señalar que el error en estos casos, puede ser hasta de un 25%. Los errores cometidos de alguna forma pueden también afectar el cálculo de la 40

caída de presión en la tubería, sobre todo cuando se trabaja a altas presiones y longitudes grandes. En vista que cuando se trabaja a presiones bajas y longitudes cortas, el error puede ser aceptable, en vista que no es mayor al 3%. Esto hace concluir, que tal como en la mayoría de los casos se trabaja con bajas presiones y longitudes no muy extensas es posible utilizar un solo juego de tablas, ya que el error cometido esta dentro de los márgenes establecidos, y no alterar en forma significativa los resultados obtenidos Ecuación para el Cálculo del Caudal de Flujo de gas en una Tubería Los manejos matemáticos permiten obtener ecuaciones básicas para calcular el caudal de flujo transportado por un sistema de redes y tuberías de gas. Estas ecuaciones como es lógico son una función de una serie de parámetros. Luego, si por ejemplo se analiza la ecuación (76), en donde como se sabe la constante, tiene diversos valores dependiendo del sistema de unidades, y si a la misma ecuación se le agrega el parámetro (E), que representa la eficiencia del proceso. Luego se pueden obtener las siguientes ecuaciones, para determinar la tasa de caudal, transportado por un sistema de tuberías de gas:

TCE CE=K PCE

( P12 P22 ) D5 xfxLxTP xZ P

0,5

E

(84)

La ecuación (84) se considera que es la ecuación básica, para el cálculo de caudal de gas transportado por un sistema de tubería. Las letras (CE) indican las condiciones estándar. El valor de (K) en el sistema métrico es (5,62x10 5), mientras que en sistema Británico es 38,774. Realizando los mismos razonamientos se pueden deducir otras ecuaciones para la determinar del caudal de flujo de gas, por un sistema de redes y tuberías de gas. En la ecuación (84) aparece un factor de gran importancia en el cálculo de las ecuaciones de flujo de gas, que el factor de Transmisión Factor de Transmisión Este factor se representa en forma matemática a través de la siguiente ecuación: T=

1 f

(85)

El factor de transmisión es una función del número de Reynolds (R e). Las investigaciones realizadas en torno al factor de fricción y factor de transmisión, en las ecuaciones utilizadas para el cálculo de la capacidad de caudal de un sistema de redes y tuberías de gas, caen dentro de cuatro (4) clasificaciones: a.- En aquellas, en donde el coeficiente de fricción es una constante numérica. Por ejemplo, para diámetros mayores de 4 pulgadas el coeficiente de fricción tiene un valor de 12,90, luego el coeficiente de transmisión será igual a 0,28

41

b.- En aquellas, en donde el coeficiente de fricción es una función del diámetro interno de la tubería (Di). Por ejemplo, en la ecuación de Weymouyh, el coeficiente de transmisión cae dentro de esta categoría, ya que matemáticamente esta relación se escribe de la siguiente manera:

1 =(11,96)D1/6 f

(86)

Luego si este coeficiente se reemplaza en la ecuación (49) y si la tasa de flujo se expresa en pies cúbicos normales por día (PCND) la ecuación queda: G(PCND)=(433,488)

TCE PCE

( P12

P22 ) xD 16 / 3 xTF xL

(87)

c.- En aquellas, en donde el coeficiente de fricción es una función del número de Reynolds (Re). Luego se puede señalar que las investigaciones realizadas por Osborne Reynolds han demostrado que el régimen de flujo en tuberías. Es decir si es laminar o turbulento, depende del diámetro (D) de la tubería, de la densidad ( ) y viscosidad ( ) del fluido y de la velocidad del flujo. El valor numérico de una combinación adimensional de estas cuatro variables, se conoce como Número de Reynolds (Re), y puede considerarse como la relación la relación de las fuerzas dinámicas de la masa del fluido respecto a los esfuerzos de deformación ocasionada por la viscosidad. Luego el número de Reynolds es: Re=

Dx x

(88)

Existen varias otras fórmulas que permiten determinar el número de Reynolds, como por ejemplo. (13506 ) x x x10 6 Re= (89) Dx En donde: ( ) es la tasa de flujo en (PCND);( ) es la gravedad específica del gas ;(D) es el diámetro en pulgadas y ( ) es la viscosidad del fluido en (lb/piexs).. Sí la viscosidad se expresa en (CPS), el (Re) se determina, según lo siguiente: Re=

(1488 ) x xDx

(90)

En donde ( ) es la densidad del fluido expresa en libras/ pies cúbicos (lb/PC) ;( ) es la velocidad del fluido expresada en pies/segundos en (pie/s) En forma práctica Re se puede determinar:

42

Re=20x x

(91)

G

En la actualidad este parámetro se determina a través de la siguiente ecuación: Re=20,91

d

log

3,7 xd

(92)

La ecuación (92) es valida para flujo parcial y fuertemente turbulentos. Cuando la distancia de transporte del gas es larga hay que tener en cuenta el factor no corrosivo ( ), el cual tiene valores de 15-33 m. Aunque para la mayoría de los casos se toma un valor promedio de 750 m para este factor. En la ecuación (86) (d) representa el diámetro interno de la tubería. Mientras que la relación ( /d) corresponde a la rugosidad. Por ejemplo, determinar el (Re) con los siguientes datos: P 500 lpca y T 75F, G = 6,92x10-6 (lb./Pxs), y si se asume que: G=624000 PCND; G =0,67 y D =2,067 pulgadas. En este caso Re sería: Re=(13,506)x624000x0,67x(1x10-6)/2,067x6,92x10-6 =394766 El factor de fricción ( ) depende de la rugosidad y del diámetro interno de la tubería además del factor adimensional del número de Reynolds. Para casos prácticos, el régimen de flujo es tuberías que transportan fluidos gaseosos. En este caso el régimen de flujo dependerá del valor del número de Reynolds. Luego se considera laminar si (Re4000). Entre estos dos valores esta la zona denominada Crítica, donde el régimen de flujo es impredecible, pudiendo ser laminar, turbulento o de transición, dependiendo de muchas condiciones con posibilidades de variación. Luego existen una serie de fórmulas que permiten determinar el factor de transmisión y relacionarlo con el (Re), como por ejemplo: Panhandle “A”

1 =(6,872)Re0,0730 f

(93)

Nueva Panhandle:

1 0(16,49)Re0,01961 f

(94)

El factor de fricción se puede determina a través de las siguientes ecuaciones: =16/Re

Re4000 y d>8 pulgadas

(96)

43

=Re0,042Re0,172

Re>4000

y d 8 pulgadas

(97)

En general son muchas las ecuaciones válidas para relacionar el factor de fricción y número de Reynolds. Cuando el régimen de flujo es turbulento se puede utilizar la fórmula de Colebrok y White: 2,51 Re x f

1 =-2log 3,7 xD f

(98)

También para flujo turbulento de muy buenos resultados la Fórmula de Moody:

106 Re

2000x D

=0,005 1

1/ 3

(99)

Donde:( ) es la rugosidad y (D) es el diámetro de la tubería d.- Aquellas, en donde el coeficiente de fricción es una función del número de Reynolds y del diámetro interno de la tubería, de esta forma se puede determinar el coeficiente de transmisión, según la ecuación de:

1 =(5,145)(Rex D)0,071 f

Fritzsche:

(100)

El factor de fricción se puede determina también en forma directa, según: 0, 065

= A

0, 065

xD 0,058 x

0, 065

(101)

En donde: A= constante = 0,00773; es la viscosidad del fluido en (CPS) ; = caudal transportado en (PCND) ;D es el diámetro de la tubería en (pie) y es la gravedad específica del gas. El coeficiente de transmisión, también se puede determinar en forma directa a través de las siguientes ecuaciones:

1 f

1,74 2 log d

2

2 1 =1,74-2log f d

(102)

(18,7) Re f

(103)

La ecuación (102) representa la correlación de Nikuradse, mientras que la ecuación (103) representa la correlación de Colebrook y White.

44

Ecuaciones de Caudal de Flujo en sistema de redes y tuberías de gas .Estas ecuaciones se fundamentan en la ecuación de energía mecánica, y se asume que el gas es seco, y el flujo es constante. Además la tubería tiene un diámetro constante, y esta colocada en forma horizontal.

dP dL

fx x 2 2 g n xD

PxMxfx 2 ZxRxTxDx2 g n

(104)

En donde:(P) es la presión del gasoducto; (M) es el peso molecular aparente del gas ( ) es el coeficiente de fricción de la tubería; ( )es la velocidad del fluido ; (D) es el diámetro del gasoducto; (R) es la constante universal de los gases; (T) es la temperatura absoluta y (gn) es la aceleración de gravedad en condiciones estándares Si la ecuación (104) se integra a partir de las condiciones iniciales y finales, y se asume una temperatura promedio constante, en el gasoducto. Luego el Factor de Compresibilidad promedio (Z P) tendrá también un valor promedio, en vista que se ha determinado a un valor promedio de (T P y PP), con lo cual se obtiene la siguiente ecuación: P12-P22=

25x x

2

xTP xZ P xfxL D5

(105)

Donde: (P1)= Presión de entrada a la tubería en lpca ;(P 2)= Presión de salida de la tubería en lpca ;( )= Gravedad específica del gas;( )= Caudal del gas en PCND, en condiciones estándares;(T P)= temperatura promedio en ( R); (Z P)= factor de compresibilidad promedio; (L)= longitud de la tubería en pie ;(D)=Diámetro interno de la tubería en pulgadas y ( ) = coeficiente de fricción de Moody, el cual se puede determinar a través de los diagramas de Moody, como también se pueden utilizar una serie de fórmulas matemáticas, que existen sobre todo en la Mecánica de fluidos, por lo que se facilita la resolución de problemas, donde haya que utilizar este parámetro. La ecuación (105) se escribe de la siguiente forma: TCE G =(433,488) PCE

G

( P12 P22 ) 5 D E xTF xLxZ P T 433 ,488 x CE PCE

(106)

P12

P22 xD16 / 3 G xTF xLxZ P

0,5

xE

(107)

La ecuación (107) solo se diferencia de la ecuación (87) es el factor de eficiencia (E), ya se explico previamente que este parámetro debería de tener un valor de 92%, para que se considere dentro del rango permitido. La ecuación (94) se denomina ecuación general de flujo de Weymouth para flujo horizontal, y la tasa de caudal se expresa en pies cúbicos normales por día (PCND). Tanto esta ecuación, como la (105) se pueden simplificar, simplificaciones que son de gran

45

importancia en el cálculo de redes y tuberías de gas, tal como permiten resolver problemas operacionales:: Utilización de la Constante de Weymouth: Se utiliza la constante de Weymouth, la cual se encuentra tabulada en función de la temperatura de fondo y la gravedad específica queda CW =(433,488)

TCE PCE

x Tf

(108)

Con los valores de la ecuación (108) la capacidad de flujo según Weymouth queda: G=

CxD8/3

( P12

P22 )

0,5

(109)

L

El diámetro de la tubería, también esta tabulado, y se tiene que: K(coeficiente de Weymout)= Cx D 8 /3 =K

P2 L

(110)

0,5

(111)

Ejemplo: Aplicando La ecuación de Weymouth para determinar el caudal que se conduce por una tubería de 75 millas, siendo (DI) tipo estándar de 10,75 pulgadas y la TF 75F, la es 0,67 la P1 y P2 son 385 y 155 lpcm, respectivamente. Cuál sería la eficiencia de la tubería si el caudal transportado fuera de 16,50 MM PCND. Solución: Con el valor de la gravedad específica y temperatura de fondo se busca en el Libro Calculo de Tuberías y Redes de Gas de Marcías Martínez apéndice C (página 243), se encuentra la constante C, para Weymouth =809,932 millas. En el apéndice A (página 110) se busca el valor de diámetro externo de 10,75 pulgadas tipo estándar (D8/3)= 466,64; luego el valor de K = 809,932 x 466,64=377946,67. En el apéndice B (páginas 130 y 134) y con los valores de la gravedad específica y la temperatura de fondo, se buscan los valores de las presiones corregidas: P1 = 385 lpcm=187362,66 (PA2/Z2) en (lpca)2 P2 = 155 lpcm=30845,29 (PA2/Z2) en (lpca)2 Luego se determina la tasa de caudal transportada por la tubería:

46

= 377946,67(187362,66-30845,29)0,5 /750,5= 17,27 MM PCND La eficiencia, sería entonces E=95,57% Ecuación de Flujo de Panhandle. Esta ecuación de flujo se ha considerado una de las fórmulas que mayor uso ha tenido en la industria del gas natural, sobretodo en el diseño de tuberías de transporte de gas. La ecuación de flujo de Panhandle se emplea para el diseño de tuberías de alta presión y gran diámetro, en donde la tasa de flujo puede tener una alta variabilidad. Luego se da origen a la siguiente ecuación: T =K CE P CE

1, 0788

( P12 P22 ) D 4,854 0,8541 xLxTP xZ P

0, 5394

E

(112)

En la ecuación (112) (K) es una constante, cuyos valores en el sistemas Británico de Unidades y Sistema Métrico son 435,87.y 1,198x10 7, respectivamente. En la ecuación (112). Los valores del Factor de Fricción ( ) se determinan, según lo siguiente: (,0189) = (113) ( x / D) 0,1461 =

(0,0192) ( x / D) 0,1461

(114)

La ecuación (113) es válida en el Sistema Métrico, mientras que la ecuación (108) en el Sistema Británico. La ecuación (111) se considera la Ecuación (A) de Panhandle, para la determinación del caudal de gas en una tubería. Utilizando los factores de conversión, se obtiene una ecuación que permite determinar el caudal de flujo, Según Panhandle. La ecuación de flujo de Panhandle al igual que la ecuación de flujo de Weymouth, tiene una gran importancia, en el diseño de tuberías y redes de gas, la ecuación queda: =

(647 ,52 )1, 02 0 , 49

T x CE PCE

1, 02

x

( P12 P22 ) 0,51 2,53 D E (TF L) 0,51

(115)

En donde :( ) es la tasa de flujo en PCND; (T CE) es la temperatura base o estándar en el sistema británico es (520 R); (PCE) es la presión base o estándar en el sistema británico es(14,7 lpca) ;(T F) es la temperatura promedio o de fondo (R); (P1 y P2) son las presiones de entrada y salida, respectivamente en (lpcm); (D) es el diámetro interno de la tubería en pulgadas ;(L) Es la longitud de la tubería en (millas) ;( ) es la gravedad específica del gas al aire y (E) es la eficiencia del proceso de transporte, que para propósitos prácticos se acepta un valor de 90% Para la simplificación de la ecuación (115), hay que encontrar la constante de Panhandle (CP) que esta tabulado, en función de la gravedad específica y la

47

temperatura de fondo (T F). Esta temperatura es una especie de temperatura promedio; entre la temperatura de entrada y salida del gasoducto, lo cual permite determinar la temperatura promedio del sistema, simplificando con ello la resolución de los problemas. Matemáticamente la constante esta representa por la siguiente ecuación::

CP=

(647,52)1,02 0, 49

1, 02

T x CE PCE

0,51

1 x Tf

(116)

Tal como el diámetro esta tabulado y se obtiene: KP= CPx D2,53

(117)

Luego la Ecuación (112) se convierte es: P=KP

P12

0 , 51

P22

(118) L Para la corrección por presión se acepta, la corrección de Weymouth (P/Z) 2 Ecuación Revisada de Panhandle: Charles Paulette presento la ecuación revisada de Panhandle, que puede ser utilizada en unidades métricas, y da origen a la siguiente ecuación 2,53

= (1,003) D

x

P12 P22 0, 961 xT f xLxZ

0,51

E

(119)

En donde:( )= Caudal en (m3 /día); (D) = Diámetro en (cm);(P1)= Presión de entrada en (kg/cm2); (P2) = Presión de salida en (kg/cm2);( ) = Gravedad específica ;(TF) = Temperatura en grados (C); (L)= Longitud en (km); (Z) = factor de compresibilidad y (E) = Eficiencia de la tubería (factor de experiencia) El hecho que en la literatura se encuentren diversas ecuaciones para la tasa de flujo de Panhandle, las cuales, por lo general difieren en el exponente. Esto, se debe fundamentalmente al grado de precisión, además de los intervalos de validez de la viscosidad y número de Reynolds. Una de las más generales es: ( 435,87) TCE = 0, 4606 PCE

1, 07881

P12

P22 L

0,5394

D 2,6182 xE

(120)

La ecuación (118) puede todavía reducirse más, con lo que se simplifica su solución, luego queda: T ( 435,87) CP= 0, 4606 0,5394 CE xT f PCE

1, 07881

48

(121)

Luego la ecuación (121) queda en forma reducida como; D 2,6182 =CP 0,5394 ( P12 P22 ) 0,5394 xE L

(122)

Ecuación de flujo de Panhandle es: T =737x CE PCE

1, 02

( P12 P22 ) D 4,961 0, 961 TP xZ P xLx

0, 51

E

(123)

Tal como se ha visto el efecto del Factor de Transmisión sobre las ecuaciones del caudal es muy significativo, por ejemplo se tiene una ecuación de Wyemouth: 0, 51

T ( P12 P22 ) D 5 =(3,23) CE x PCE xTP xZ P xLxf La ecuación (124) se puede escribir de la siguiente manera: T ( P 2 P22 ) D 2,5 =(3,23) CE x f x 1 PCE xTP xLxZ P

(124)

0,50

(125)

Quizás una forma fácil de determinar la diferencia en el cálculo del caudal de una tubería, es realizar ejercicios que permitan hacer comparaciones entre los valores calculados para el caudal, utilizando una forma de cálculo del coeficiente de transmisión. Weymouth propuso una ecuación para determinar el coeficiente de fricción, según lo siguiente: =

0,032 D1 / 3

(126)

La ecuación (126) provoca a que las ecuaciones (124 o 123) se escriban de la siguiente forma: T ( P 21 P22 ) D16 / 3 =(18,062) CE x PCE xTP xZ P xL

0,50

(127)

La ecuación (127) es la ecuación de uso industrial de Weymouth Recomendación Para las Ecuaciones de Flujo: a.- La ecuación de Weymouth da buenos resultados cuando el flujo es completamente turbulento y a altas presiones. Especialmente para tuberías de recolección en el campo. Redes de gas (presiones>2000 lpca). Pero la ecuación da resultados deficientes cuando la tubería presenta corrosión, presencia de líquidos, y tiene muchos cambios en la dirección del flujo como es el caso de una

49

planta de gas b.- La ecuación de Panhandle. Esta ecuación da buenos resultados en tuberías de diámetro mayores a doce pulgadas (> 12 pulgadas), también el resultado es bueno si el régimen de no es completamente turbulento 1.- Presenta mejores resultados que la ecuación de Weymouth en tuberías con corrosión, presencia de líquidos y cuando hay muchos cambios en la dirección del flujo. En todos estos casos se recomienda ajustar el factor de eficiencia (E) para que las caídas de presión calculada se ajusten a las redes. En general, se puede señalar que para el diseño y operación de los gasoductos se requiere contar con una ecuación que relaciones las distintas variables que afectan el flujo de gas. En el régimen de flujo turbulento una de las ecuaciones que mejor se aproxima al comportamiento del gas es la ecuación de Panhandle Modificada, la cual en unidades del Sistema Británico queda:

TCE G =(737)xE x PCE

1, 02

D 2,53

( P12

P22 )

0,0375x x(h1 h2 ) xPP2 Z P xTP 0, 961 xTP xZ P

0,51

(128)

En donde: ( G)=tasa de flujo transportado en (PCND); (D)=diámetro interno del gasoducto en pulgadas; (L)=longitud del gasoducto en millas;(P1y P2 ) son las presiones de entrada y salida del gasoducto, respectivamente en (lpcm o lpca); (TCE) =temperatura base o estándar (520 R) ;(P CE)=presión básica o estándar (14,7 lpca ); (ZP)=factor de compresibilidad del gas promedio determinado a (T P y PP) ;(PP)=presión promedio en el tramo ;(T P)=temperatura promedio de flujo, por lo general es constante, ya que los gasoductos son subterráneos (535 R); (h 1 y h2)= alturas sobre el nivel del mar de los extremos del gasoducto en pie y (E)= eficiencia del gasoducto, la cual depende de la rugosidad y edad del gasoducto, y también de las características del gas transportado, por lo general se considera un valor de 88,5%, como normal. En este caso la (P P) se determino, según lo siguiente PP=

2 ( P1 3

P2 )

P1 xP2 P1 P2

(129)

Cálculo del Diámetro de una Tubería de Gas: Es necesario determinar el diámetro de una tubería en forma directa, para ello se necesita conocer la tasa de caudal de flujo, la caída de presión, el factor de fricción, etc. Las ecuaciones que se utilizan son:

50

0, 2

D 1,265

fL ( Pf ) g C

0, 4

(130) 0, 207

Para tuberías de longitud pequeñas: D

Para tubería de longitud larga: D

0, 379

0,649

0,647

0 , 376

0 ,168

0,172

0 , 041

L Pf g C

0, 036

(131)

L Pf g C

(132)

Donde: caudal de flujo; (D) diámetro; densidad del fluido; viscosidad del fluido; (L) longitud de la tubería;(f) Factor de fricción de la tubería; Pf caída de presión de Fanning y g C factor de corrección de la aceleración de gravedad. Ejemplo determinar el diámetro para una tubería que transporta 0,27 m 3 / s , si la gravedad específica del gas al Aire es 0,70, si la caída de presión alcanza un valor de 500 KPa, mientras que la longitud de la tubería es de 20 km, y la viscosidad del gas alcanza un valor de 0,023 CPS, y el valor de la densidad es 4,15 (lb/PC) En el Sistema Métrico:

D

0,647 0,27

0 , 376

m3 s

66 ,49

0 ,168

kg m3

2,3 x10

6 0 , 041

kg mxs

400,16

0, 208

cm 2 kg =

0,48 metros (m) Diseño de Tuberías y Redes de Gas: El diseño de tuberías de transporte de gas puede tener varias formas, como por ejemplo: Tuberías Horizontales. En la figura 1 se presenta un esquema de un sistema de tuberías horizontales, establecidas o instaladas en forma horizontal, las cuales pueden ser de diferente o de igual diámetro: La ecuación de balance de energía en este caso se escribe: Figura 1 Esquema de un sistema de tuberías horizontales Consideraciones para el cálculo =0 

W=0

P1

P2 T=const

L

51

(144x Vˆ dP)+

( fx 2 ) 2 g n xDL

(133)

0

Donde: ( Vˆ )=Volumen específico (PC/lbmol); (P)= Presión en lpca; ( )= Velocidad en pie por segundo (P/s);(D)= Diámetro interno de la tubería en pie, (L) = Longitud de la tubería en pie, ( ) factor de fricción y (gC)= Factor de conversión Para los gases reales, y utilizando artificios matemáticos adecuados se obtiene la ecuación de Weymouth para flujo horizontal, la cual es: T ( P12 P22 ) =(3,23) CE x D5 PCE xTP xLxZ P xf

0, 50

(134)

Donde :(P1) = presión de entrada a la tubería en lpca; (P2)= Presión de salida de la tubería en lpca; (D)= Diámetro interno de la tubería en pulgadas;( )= tasa de caudal en PCNH ;(TCE)= 520 R; (PCE)=14,7 lpca; ( ) =Gravedad específica del gas ;(TP) = temperatura promedio en R; (L)= Longitud de la tubería en millas; (ZP) =Factor de compresibilidad promedio y ( )= Factor de fricción de Moody Aplicando un análisis análogo se obtiene la ecuación de Panhandle para flujo horizontal, la cual resulta ser: =(737)xD

2,53

TCE PCE

1, 02

x

( P12 P22 ) 0,51 TP xLxZ P x 0,961

(135)

Sistemas Complejos de Tuberías o Distribución del Caudal en Tubería Enlazadas. Este sistema tiene, también una gran importancia en el transporte de los fluidos gaseosos, y en el sistema se tiene: a.- Tuberías en Paralelo Un sistema de dos o más tuberías conectadas como se muestra en la figura 2 Se considera un sistema de tuberías en paralelo, de tal manera que la corriente fluida se divida entre las tuberías, y después los resultados de cada tubería se junten de nuevo. En un sistema de tuberías en paralelo, las pérdidas de energía mecánica son las mismas en cualquiera de las tuberías que conformen el sistema de tuberías y los caudales son acumulativos. Al considerar los sistemas de tuberías en paralelo, se supone que las pérdidas menores se suman a las longitudes equivalentes En un sistema de tuberías en paralelo las letras (A;B;C;D y E) representan tuberías individuales. Para que las tuberías estén en paralelo deben tener la misma presión de entrada y de salida, de tal forma que la caída de presión en todas las tuberías sea igual. y, para el cálculo del caudal total se tendrán dos 52

Figura 2 Sistema de Tuberías en Paralelo A,LA,DA

T

----------------------------------------- A B,LB,DB ------------------------------------------ B C,LC,DC __________________________C

P2

P1 D,LD,DD --------------------------------------------D E,LE,DE ---------------------------------------------E

Situaciones. Como lo son las tuberías en paralelo de igual longitud e igual diámetro y/o diferente diámetro, y tuberías de diferente longitud todo esto se puede apreciar en el dibujo mostrado: 1.- Tuberías en paralelo de igual longitud En estos casos el sistema de tubería puede estar constituido por dos o más tuberías en paralelo, las cuales se encuentran a las mismas condiciones físicas y químicas. Esto significa que todas las tuberías, que conforman el sistema deben tener la misma presión de entrada (P1) y la misma presión de salida (P2), las cuales manejan en mismo gas en idénticas condiciones de temperatura de flujo, y lógicamente todas las tuberías del sistema deben de tener la misma caída de presión. La capacidad de transporte de cada línea en forma individual se determina por algunas de las fórmulas, válidas para el cálculo de la tasa de caudal. Lo que significa, que se pueden utilizar las ecuaciones de Weymouth o Panhandle. En la figura se puede comprobar que : (136) total A B C D E La suma de la tasa de caudal de cada línea será el caudal total transportado por el gasoducto. Si las líneas tienen diferente diámetro es necesario determinar el diámetro total: n

Diámetro total para Weymouth :D8/3Total=

Di8/3

(137)

i 1

n

Diámetro total para Panhandle : D2,53total=

Di2,53

(138)

i 1

n

El Caudal total de Weymouth será:

T=CW i 1

53

Di8/3

( P12

P22 ) L

0, 50

(139)

n

El Caudal total de Panhandle será:

Di2,53

T=CP

( P12

P22 )

0 , 51

L

(140)

i 1

En el caso que los diámetros y las longitudes de las líneas sean iguales, bastaría con determinar el caudal en una tubería, para tener el total 2.-Tuberías en paralelo de diferentes longitudes. En este caso se debe cumplir, también que el caudal total es la suma de los caudales individuales en cada línea, tal como se muestra en la siguiente ecuación: n

El Caudal total de Weymouth será:

T=CW

Di8/3/Li0,5 (P12-P22)0,50

(141)

Di2,53/Li0,51x(P12-P22)0,51

(142)

i 1

n

El Caudal total de Panhandle será:

T=CP i 1

Si se requiere determinar el caudal transportado por una tubería en forma individual, para ello se utilizan las ecuaciones de Weymouth o Panhandle, por ejemplo si se requiere determinar el caudal transportado por la tubería por una tubería en forma individual, por ejemplo si se refiere a la tubería (A), se utilizan la siguiente ecuación. Es lógico que las ecuaciones dependan si el diámetro y la longitud son diferentes o similares, en cuanto a sus valores. Los resultados que sé Obtienen se expresan en porcentajes. Las ecuaciones son:

D A8 / 3

A=

100

n

(143)

8/3 total

D i 1

n

Li

D A8 / 3 A= LA

i 1 n

100

(144)

8/3 i

D i 1

D A2,53

A= n

x100

(145)

2 , 53 i

D i 1

n

A=

2 ,53 A 0,51 A

D L

L0l ,51 i 1 n

D i 1

54

x100 2 , 53 i

(146)

La ecuación (137) es válida para determinar el caudal individual de una tubería según Weymouth, situación similar es la ecuación (138), pero para Panhandle. La ecuación (146) es cuando las longitudes del sistema son diferentes, según Weymouth, mientras que la ecuación (146) es según Panhandle. b.- Tuberías en Serie Cuando dos tuberías de diferentes tamaños o rugosidad se conectan de manera que el fluido pase por una y a continuación por la otra siguiente se dice que están conectadas en series En la figura 3 se representan dos tuberías en serie de diferente diámetro: Figura 3 Sistema de dos Tuberías en Serie A

B C ------------------------------------- ---- ------------------------------------------LAB LBC

Para que un sistema de dos tuberías estén en serie se tiene que cumplir que: AB = BC

=

(147)

T

Si se desea determinar la capacidad de caudal de un sistema de dos tuberías en serie de diferente diámetro, según Weymouth es: AB =

8/3 CW xD AB

LAB AB=

PA2

8/3 CW xDBC

LBC

PB2

PB2

(148)

PC2

(149)

Si la ecuación (145) se cumple, luego se debe de cumplir que: (PA2-PC2)=(PA2-PB2)+(PB2-PC2)

(150)

Realizando un manejo matemáticos de las últimas ecuaciones se tiene: (PA2-PC2)=

2 T

xLAB 2 K AB

2 T

xLBC 2 K BC

(151)

Despejando para el caudal total transportado por el sistema de tuberías: PA2 Total

2 L AB / K AB

PC2 2 LBC / K BC

55

0,5

(152)

En donde: K2 AB = CW DAB8/3

2

y K2 BC = CW DBC8/3

2

(153)

En general para un sistema de (n) tuberías establecidas en serie, según Weymout En donde (PE)= presión de entrada al sistema; mientras que (P S)= presión de salida del sistema, y queda: n Li (PE2-PS2) =

i

2

i 1

(154)

K i2

Sistema de Equivalente de Tuberías. Hay casos en donde se puede describir un sistema de redes y tuberías o secciones de la misma, en términos de una longitud equivalente de tuberías de diferente diámetro. Para, que esto sea válido las propiedades físicas. Es decir temperatura y presión base o estándar (T b ; Pb); temperatura de flujo (T F); Caída de presión ( P) del gas de la tubería matriz y su tubería equivalente tiene que ser similares, de tal forma que las variables sean el diámetro interno y la longitud de las tuberías. Se asume que mientras mayor sea el diámetro interno; mayor será la longitud equivalente. Luego la capacidad de transporte de gas de esta tubería, se llevara a cabo con una cierta caída de presión previamente determinada. Dos sistemas son equivalentes al tener la misma tasa de flujo y la misma caída de presión a igual temperatura del. sistema de tuberías . En la figura 4 se representa una tubería(A) y su equivalente tuberías (B) Figura 4 Sistema de Tuberías Equivalentes P1 LA P2 A --------- --------------------- ------- -DA

P1 LB A P2 --- ------ ------------ ------ ---DB

Al utiliza la ecuación de Weymouth, para determinar la tasa de flujo la fórmula es: G =C(A)

xDA

8/3

P12

P22 LA

= CW(A) xDB

8/3

P12

P22 LB

(155)

En la ecuación (155) las presiones de entrada y salida se pueden cancelar, ya que son las mismas, luego la fórmula queda en una forma reducida, como una función de los diámetros y la longitud de la tubería: la ecuación es: LB=

DB8 / 3 x LA D A8 / 3

(156)

A partir de los mismos criterios se puede deducir una ecuación de Panhandle, que permita determinar la longitud equivalente, para lo cual se tiene que:

56

D LB= B DA

4 , 96

(157)

xL A

En las ecuaciones (156 y 157) (LB) representa la longitud equivalente. Diámetro Equivalente Este parámetro se puede utilizar para determinar el número de tuberías pequeñas, arregladas en paralelo, que forman un lazo, como en el caso de un sistema de tuberías múltiples o cualquier otro sistema equivalente. El diámetro equivalente, se puede determinar para Weymouth y Panhandle: Para Weymouth se utiliza la siguiente fórmula nA=

D B8 / 3 D A8 / 3

(158)

Donde: (nA) = Número de tuberías de menor diámetro ;(D B) = Diámetro de la tubería nueva; (DA) = Diámetro de la tubería inicial. Ahora el Diámetro Equivalente, según Weymouth se obtiene con la ecuación: L DE= A LB

16 / 3

DB

(159)

El Diámetro Equivalente, Según Panhandle. En este caso hay que tener cuidado, ya que la fórmula no determina directamente el número de tuberías pequeñas, que habría que colocar en el sistema, tal como lo predice la fórmula de Weymouth, ya que deben ser adaptadas, para que sean capaces de conducir un cierto flujo en las mismas condiciones de presión, longitud y temperatura, que de una tubería de mayor diámetro. Luego para Panhandle la Ecuación es: nA=

DB2,53 D A2,53

(160)

Cuando se utiliza la ecuación (158 o 160) es importante señalar que la capacidad de flujo equivalente no esta determinada por la relación de áreas de la sección de tuberías. Este es un error que se comete a menudo en el diseño de tuberías, error que se debe, en lo fundamental, ha que el método no asume el aumento de la fricción en las tuberías de menor diámetro. La utilidad de la longitud y diámetro equivalente es que pueden simplificar la resolución de algunos problemas complejos, como es el caso, cuando se dispone de dos líneas paralelas de igual longitud (tal como se representa en la figura 5.

57

Para que se cumpla lo referido en la figura 5, se requiere que las tuberías se expresen en términos de su longitud equivalente. La longitud equivalente Le se define como la longitud de una tubería recta, que daría la misma caída de presión Figura 5 Sistema de Tuberías de Longitud Equivalente La ; D a ; a -------------------------------------------- --A B -------------------------------------------- ----L b ; Db ; b ---------------------------- -------Le ; D e ; T que una válvula o un accesorio del mismo diámetro nominal bajos las mismas condiciones de flujo. Cuando se transporta un fluido en estado estacionario por una tubería de diámetro uniforme, se origina un patrón de distribución de velocidad en interior de dicha tubería. Cualquier impedimento en el sistema que ocasione el cambio de dirección de toda la corriente o parte de ella, alterará el patrón y creara turbulencia la cual, causa una pérdida de energía mayor que la normalmente se pierde si no existiese la restricción. En este caso se determina el diámetro equivalente, y posteriormente se aplica la siguiente fórmula De8 / 3 Le= D A8 / 3 DB8 / 3

2

xLAB

(161)

Para en sistema original se tiene: Figura 6 Sistema de Tuberías Equivalente en Serie

PE ;D1,L1 P1;D2,L2 P2;D3,L3 PS Sistema Original ------ ---------------- --------------- --------------- --------LE ,D PS T Sistema equiv------------ ------------------------------------------------- --------T

(PE2-PS2)=(PE2-P12) +(P12-P22) + (P22-PS2)=

2 T

xL1 2 C xD116 / 3

2 T

xL2 2 C xD216 / 3

2 T 2

xL3 C xL3

(162)

Para un sistema de (n) tuberías se utiliza la siguiente ecuación: n

L

(PE2-PS2)=

i 2 T i 1 2 16 / 3 i

C D

58

(163)

n

L

(PE2-PS2)=

e 2 T i 1 2 16 / 3 i

(164

C D

n

Le D16 / 3

También se puede deducir lo siguiente: n

Si se fija D, la ecuación queda: LE =D16/3 x

1 1

L

i i 1 16 / 3 i

D

Li Di16 / 3

(165)

(166)

Métodos Utilizados para Incrementar la Tasa del Caudal en una Tubería de Gas. Existen varias formas para aumentar la cantidad de gas a ser transportado por un sistema de Gasoductos, estos son: a.- Incrementar la presión de entrada. Si se aumenta la presión de entrada al gasoducto, del tal forma que (PE’ >PE) debería de incrementarse el caudal de flujo de la tubería, y se utiliza el símbolo ( n), para indicar el caudal incrementado por al tubería. Mientras que el caudal transportado por la tubería, antes de manipular el sistema se simboliza como ( o). Ahora, hay que tener en cuenta que la tubería debe de soportar el aumento de la presión de entrada, sin que se presenten problemas operaciones, con el objetivo de evitar pérdidas en el flujo. El incremento en la presión de entrada se presenta en la figura.7 Figura 7 Incremento de Caudal en una tubería de gas PE D L PS o ------------- -------------------- --------------P'E L D PS n ------------- -------------------- ----------------Si, se cumple que P'E > PE, luego

n> o

b.- Reemplazando parte de la tubería vieja por una nueva de mayor diámetro Si esto ocurre debe de aumentar la eficiencia del gasoductos, luego se tiene que cumplir que: Dn > DO c.- Colocación de un lazo. La capacidad de flujo de una tubería se puede incrementar, sin que haya que hacer disminuir la caída de presión, para que esto ocurra se tiene agregan un lazo al sistema de tuberías. El lazo agregado, puede ser de igual o menor diámetro del de la tubería original. La importancia de la instalación del lazo, es que puede incrementar la capacidad de transporte de caudal por la tubería original, con una caída de presión menor. El lazo puede tener

59

la misma o menor longitud que la tubería original. En la figura 8 se observa un esquema de colocación de un lazo en la tubería original En la figura se tiene una tubería de longitud (X), con una presión de entrada (P 1) y presión de salida (P2).La tubería transporta un caudal de ( 0). Sin alterar las presiones se requiere incrementar la tasa de caudal hasta( N). Para, ello se colocará un lazo de diámetro igual o diferente en la tubería original. El aumento de caudal se puede calcular a través de los criterios de Weymouth o Panhandle. 1.- Longitud del Lazo, según Weymouth. En caso se utiliza lo siguiente: 8/3 o=CxD x

( P12

P22 )

(167) L Sin alterar los valores de las presiones terminales (P 1 y P2), se coloca un lazo, el cual tiene una longitud (X), y que además tiene un diámetro igual al de la tubería Figura 8 Colocación de un Lazo en la Tubería Origina

original, luego la tasa de flujo, para esta sección será: n=

C xD

8/3

( P12 P31 ) L X

(168)

La tasa de flujo en cualquiera de las secciones será: n /2=

C xD8/3

P12

P32 X

(169)

En vista que (P/Z)2 contra L es una relación lineal, luego: (P12-P32) =(P12-P32)+ (P32-P22)

60

(170)

Al reemplazar los valores de la ecuación (170) en las ecuaciones anteriores queda 2 o

xL C xD16 / 3 2 2 n xL P3 ) = 4 xC 2 xD 16 / 3

(P12-P22)=

xL 2 C xD 16 / 3

(172)

2 n

x (l X ) C 2 xD16 / 3

Luego se tiene lo siguiente (P32-P22) = 2 o

(171(P12-

2

2 n

(173)

2 n

xX 2 C xD 16 / 3

x( L X ) C 2 xD 16 / 3

(174)

Al simplificar la ecuación (174) queda, una ecuación que permite determinar la longitud del lazo que se debe de colocar en la tubería original, para incrementar la tasa de caudal, según Weymouth:

X=

( 4 L1 3 (

)2 2 n)

o

(175)

En donde: (X) =longitud del lazo en millas; ( 0)= caudal original transportado por una tubería en (PCND) ; ( n) =caudal que se desea transportar por la tubería y (L)= longitud de la tubería original. La ecuación (175) es válida, cuando el diámetro del lazo es similar al de la tubería original. Luego si el diámetro del lazo es diferente, las ecuaciones serían: o =C

xDo8/3

P12

P22

(176)

L P32

P 21

0,5

C

x(Do8/3+Dn8/3)

o=

C

xDo8/3

N=

CW x(Do8/3+DN8/3) (P32-P22)0,5 /(L-X)0,5

n=

N /2 =

X

P3 2 P32 L X

0,5

CW xDo 8/3 (P12-P32)0,5 /X0,5

Partiendo de la validez de la ecuación (169) se obtiene:

61

(177) (178)

(179) (180)

2 o

x L CxDo8 / 2 oxL

0,5

/CW D8/3 2=

2

=

2 n 8/3 o

D

x X Dn8 / 3

2

2

2 n

x L X CxD 8 / 3

1 C2

0,5 8/3 8/3 2 2 N xX /(Do +Dn ) 1/C +

N x(L-X)

(181)

0,5

/CW Do8/3

2

(182)

Reacomodando la ecuación (182) se obtiene

1

X 1

O

/

2 N

DO8 / 3 / DO8 / 3

DN8 / 3

(183)

2

La ecuación (183) representa el cálculo de la longitud del lazo, que se debe colocar a la tubería original, según Weymouth, cuando el diámetro del lazo es diferente al diámetro de la tubería original. En algunas ocasiones es necesario incrementar la capacidad de un sistema de redes y tuberías, conformada por dos o más tuberías paralelas, y se utiliza un lazo en toda la extensión de la tubería. En este caso D08/3 =

n

Di8/3

(184)

i 1

Cuando esto sucede la longitud del lazo se determina por la ecuación (183) 2.- Longitud del Lazo, según Panhandle: En este se realiza el mismo procedimiento de Weymouth, cuando se establece un lazo parcial en la tubería original del mismo diámetro. En este caso la ecuación, resulta ser: 2 o

X=(1,3438) 1

(185)

L

n

En donde :(X)=longitud del lazo en millas; (L)= longitud de la tubería original ( 0 )= tasa de flujo de la tubería original en PCND y ( n) =caudal que se quiere transportar Si el diámetro del lazo es diferente a la tubería original, la fórmula es:

1

X 1

O

/

1, 96 N

DO2,53 / DO2,53

DN2,53

1,96

L

(186)

La ecuación (186) es válida para determinar la longitud del lazo, según Panhandle, cuando el diámetro del lazo es diferente del de la tubería original y: ( 0) = Capacidad de la tubería original en condiciones iniciales de (P1 y P2) en PCND; ( n) = Nueva capacidad de la tubería en PCND;(DO)=diámetro de la tubería original en pulgadas ;(Dn)= diámetro de la sección enlazada en pulgadas; (L) = longitud de la tubería original en millas y (X) = longitud del lazo en millas.

62

Ejemplo: Una tubería que tiene una longitud de 70 millas y un diámetro de 12 pulgadas transporta 25 MMPCND.¿ Cual debería ser la longitud del lazo de 10 pulgadas de diámetro que habría que colocar a la tubería original, para aumentar la capacidad de Transporte en un 60%? Utilizando la Fórmula (186), se tiene: 1

X 1

25 / 40

1, 96

10 2,53 / 10 2,53 12 2,53

1, 96

x70

49 ,89 millas

Corrección del Caudal por Diferencia de Nivel La ecuación general de flujo, según Weymouth ha sido corregida por diferencia de nivel y quedo de la siguiente forma: TCE P 2 P22 Cn xD 2,50 1 CN=(155,1) PCE xTP xZ P xL

0,50

(187)

Donde: ( CN) es la tasa de caudal corregida por diferencia de nivel, (T CE) es la temperatura estándar (520 R); (PCE) es la presión estándar (14,7 lpca); (P1) es la presión de entrada al sistema ;(P2) es la presión de salida del sistema; (Cn) es el factor de corrección por diferencia de nivel ;( ) es la gravedad específica del gas al aire; (TP) es la temperatura de flujo o de fondo en (R);L es la longitud de la tubería en millas;( Zp) es el factor de compresibilidad del gas y (D) es el diámetro de la tubería. En la ecuación de corrección por diferencia de nivel, para determinar el factor de transmisión se utiliza la siguiente ecuación:

1 f

log

(3,7) xD Ke

(188)

En donde Ke se considera la rugosidad efectiva y el factor de corrección por diferencia de nivel es: (0,0375)(h1 h2 ) xPP2 Cn= (189) Z P xTP En donde:(h2 -h1 ) es la diferencia de nivel en pies;(PP)=presión promedio logarítmica ;(TP)= temperatura de flujo o temperatura promedio y (ZP) es el factor de compresibilidad Si la Constante (C) se escribe de la siguiente manera: C=

(155 ,1) xTCE PCE x ( ) 0,5 x (TP ) 0,5 x ( f ) 0,5

(190)

Luego la ecuación (173) en forma simplificada queda:

63

CN=CxD

2,5

P12

P22 Cn L

0, 5

(191)

El parámetro presión, tanto de entrada; como salida puede determinarse en las tablas por la relación (P/Z)2 Si la corrección por diferencia de nivel se hace directamente en la ecuación de Weymouth para el caudal de flujo quedaría: =CW D8/3

P12

P22 Cn L

0, 5

(192)

Caída de Presión de Velocidad de Flujo en Tuberías de Gas. El flujo de fluidos en un sistema de tuberías esta siempre acompañado de rozamiento de las partículas del fluido entre sí y, consecuentemente, por pérdidas de energía disponible. Esto, lógicamente significa una existencia de pérdida de presión en el sentido del flujo. La determinación exacta de la pérdida de presión de un fluido compresible que circula por una tubería requiere un conocimiento de la relación entre presión y volumen específico. Ecuación para Evaluar la Pérdida de Presión: Una de las ecuaciones que se utiliza mucho para evaluar la pérdida de presión, y que se fundamenta en la Mecánica de Fluidos, y que además tiene cierta relación con la fórmula de Darcy Pero se debe de tener en cuenta que la pérdida de presión, debida al flujo es la misma en una tubería inclinada, vertical y horizontal. Las fórmulas de caída de presión son: xfxLx 2 2D xfxLx 2 P= 144 xDx 2 g

P=

(193) (194)

En donde: ( ) es el coeficiente de fricción, el cual se puede encontrar de las gráficas de Moody que esta en todos los textos de Mecánica de Fluidos; (L) es la longitud de la tubería en (metros); (D) es el diámetro de la tubería en (cm); ( ) es la densidad del fluido en (kg/m3) ;( ) es la velocidad del fluido en (m/s) y (g) es la fuerza de gravedad La velocidad máxima de un fluido compresible en una tubería esta limitada por la velocidad de propagación de una onda de presión que se mueve a la velocidad del sonido en el fluido. Tal, como la presión decrece y la velocidad se incrementa a medida que el fluido se mueve corriente abajo por una tubería de sección constante, la velocidad máxima aparece en el extremo de la salida de la tubería. Si la pérdida de presión es muy alta, la velocidad de salida coincide con la velocidad del sonido. La velocidad máxima en una tubería es la velocidad sónica, la cual se expresa a través de la siguiente fórmula: s=

(195)

RT

64

En donde: ( ) es el cociente de los calores específicos a presión constante y a volumen constante. La velocidad determinada por la fórmula (195), por lo general aparece en el extremo de salida o en una reducción de sección, cuando la caída de presión es muy alta. La influencia de reducciones de sección se toma en cuenta asignando una longitud equivalente de tubería recta a cada accidente, según tabulaciones realizadas en base a datos experimentales, que se pueden consultar en manuales y textos. La longitud equivalente sería la longitud de tubería recta que produciría la misma caída de presión que un accesorio si se lo reemplazara por la tubería. Por lo tanto, en el término (L), queda englobado no solo la longitud real de la tubería sino la suma de longitud real y todas las longitudes equivalentes a accesorios .Luego la fórmula (191 o 192) queda como: xfx ( Li Le ) x 2 P= (196) Dx 2 g La caída de presión en líquidos incompresibles, se puede aplicar también a fluidos gaseosos. Lo que indica que las ecuaciones utilizadas, en el manejo de fluidos líquidos se puede utilizar en gas, y se representa a través de la siguiente ecuación: 2 xfxLx x 2 P= (P2 -P1 )= (197) Dxg n

En muchos casos es más conveniente expresar la tasa volumétrica o tasa másica en términos de la velocidad del fluido: 2 f

m2

2

(0,785) xD

4

2

x

1 (0,785) 2 xD 4

(198)

En donde (D)= diámetro interno de la tubería que en este caso de expresa en pies;( F)= velocidad el fluido (pie / s); ( ) = tasa volumétrica en (PC/s); (m)= tasa másica del fluido (lb/s); ( ) = densidad del fluido en (lb/PC). La caída de presión se puede cuantificar también a través de correlaciones gráficas, las cuales tienen su valides en tuberías lisas o comerciales. Luego fundamentado en estas correlaciones, se tiene una ecuación, que es la ecuación general entre los extremos de la tubería, y se expresa como:

P1

X1 1

2

W

2gn

P2

2 2

X2 1

2gn

P

(199)

La ecuación (199) se reduce a P

X

(200)

Pf

65

En la ecuación (200) se ha considerado que no hay introducción de energía en el sistema y que el caudal permanece constante. El Valor ( PF) se define con la ecuación de Fanning

Pf

Donde :

2

2 xfxLx x Dxg n

(201)

Pf

P

P1 P2

(202)

X

2 xfxLx Dxg n

2

X

(203)

En donde :( ) es el factor de fricción; (L) es la longitud de la tubería en pie; ( ) es la densidad del fluido en (lb/PC); ( ) es la velocidad del fluido en (pie/s ) ; (D) es el diámetro interno de la tubería en (pie) y (gn) es la aceleración de gravedad estándar en (pie/s2). La caída de presión queda en (lb /pulgadas 2). Las ecuaciones (190,191 y 192) sirven para determinar la caída de presión en una tubería, donde no se drene ni se agregue trabajo al sistema. Todo esto es válido si se puede determinar con cierta facilidad el coeficiente de fricción. La determinación de la velocidad máxima en una línea de gas. Esta ecuación tiene una gran importancia para el diseño de tuberías de transporte de gas. En este caso, se considera la presión en los nodos y la presión de surge y se puede calcular, según lo siguiente: F=

A

(204)

La constante A en sistema inglés tiene un a valor de 120 Determinación de la Presión de Trabajo en Líneas de Transmisión. Para cuantificar la presión de trabajo interna de las tuberías ubicadas fuera de las refinerías y otras instalaciones de procesos. En este caso la fórmula válida es: P=

( 2 xSxe ) ( DxFxExT )

(205)

Donde (P) = presión de diseño en (lpcm); (S)= SMYS o RCME: Resistencia Cedente Mínima Especificada en (lpcm); (D)= diámetro interior en pulgadas; (e) = espesor de pared en pulgadas; (F)= Factor de Construcción; (E)= Factor de soldadura,(T): Factor de temperatura:

66

El espesor de las paredes de la tubería (e) se determina por:

e=

PxD c 2SxExFxT

(206)

Donde :(P)= Presión de diseño expresada en libras por pulgadas al cuadrado manométricas (lpcm). Este es un parámetro que hay que tener bien en claro, ya muchas personas tiene confusión entre los términos presión de trabajo y presión de diseño. O simplemente condiciones de trabajo y condiciones de diseño. Para el caso de la presión la diferencia entre presión de diseño y trabajo es 20%; (D)= Radio interno del recipiente (pulgadas); (S)= Tensión máxima del metal =35000 (lpcm), (E)= eficiencia de las juntas (fricción), (c)= Corrosión permisible (pulgadas).En la fórmula (172), por lo general se aplica un 20% de seguridad a la presión. Por razones de seguridad se acostumbra a calcular el espesor de la tubería con un factor adicional de 20% a la presión mínima de trabajo Los factores F, E y T de la fórmula son los siguientes valores F

E

T

Tipo A, F= 0,72

Para tuberías sin costura

>250F, T=1,0

Tipo B, F= 0,60

E=1,0, pero en soldaduras

300 F, T=0,967

Tipo C, F= 0,50

a fusión A134 y A139 , E=0,80

350F, T=0,933

Tipo D, F= 0,40

Soldaduras en espiral, E=0,80

400 F, T=0,900

Soldaduras apunto ASTM A-53

450 F, T=0,867

y API-5L, E=0,60 Para temperaturas intermedias se puede interpolar, y con ello obtener los valores necesarios para realizar los cálculos estimados, ya que el manejo de estos parámetros de gran importancia para el diseño de redes y tuberías de gas, de tal forma que los procesos sean de alta eficiencia. Cambios de Temperatura en la Tubería :Los cambios de temperatura en la tubería tienen una gran importancia, lo que obliga en muchos casos se debe trabajar con temperaturas promedios, por la dificultad de tener valores de temperatura que permitan, trabajar con cierta seguridad, que los valores tienen cierta precisión Las variaciones de la temperatura en el sistema de fluido se utiliza para determinar la presión. Además se debe conocer la temperatura de riesgo de formación de hidratos. Una de las ecuaciones validas para la determinación de la variación de la temperatura es

67

ln=

(T1

JL1) (Tg

J / a)

(T2

JL2 ) (T2

J / a)

aL

(207)

Donde:(T1)= temperatura en el punto inicial; (T 2) = temperatura en el punto final ;L 1 y L2) son la distancia del punto inicial y final, respectivamente;(J)= coeficiente de Joule – Thomson; (a) es un factor de conversión; (Q) es el calor en la sección de la tubería y (Tg)= temperatura de fondo o temperatura de agua. La ecuación que representa la transferencia de calor en un sistema de tuberías de gas se representa, según: Q = (U)x( xDxL)( TP)

(208)

Donde: (U) es un coeficiente de transferencia de calor; (D) es el diámetro de la tubería ;(L) es la longitud de una sección de la tubería que representa la relación (L2-L1) y ( TP) representa una temperatura promedio, y una temperatura media logarítmica, cuya fórmula es la siguiente: T P=

( T1

T2 )

(209)

T1 ln T2

T1=T1- TG y

T2=T1-TG

(210)

Ejemplo: Una tubería que transporta gas tiene las siguientes características: presión de entrada 720 lpcm; presión de salida 250 lpcm, longitud de la tubería 90 millas, gravedad específica del gas al aire 0,67. Diámetro interno 12,75 pulgadas Tipo Estándar, temperatura de flujo 75 F. Sobre la base de los datos otorgados determinar: a.- El máximo caudal transportado por la tubería b.- La longitud del lazo de diámetro 8,625 pulgadas tipo 120 que habría que colocar en la tubería para aumentar el caudal en 18% c.- El diámetro que debería tener la tubería original para transportar un caudal de 30% mayor que el original, manteniendo constante todos los parámetros restantes d.- La distribución del flujo y presión de salida, si en la tubería original a la altura de las 35 millas de la entrada se introducen 15 MM PCND, manteniendo constante la presión de entrada. e.- El espesor de la tubería de la tubería original f.. La máxima caída de presión entre la entrada y salida de la tubería:

68

Solución este es un problema que se puede resolver utilizando las ecuaciones de flujo de Weymouth a.-Tasa de flujo

G=

K/ L0,5 (P12-P22)0,5=51,87 MM PCND

CW = 809,932 millas ; Di8/3=754,77 P1=725745,70(P/Z)2 b.- Longitud del lazo

K=611312,38

P2=77897,84 (P/Z)2 o=51,87

P =804,89

MM PCND

N=61,20

MM PCND

1-(51,87 /61,20 )2 X=----------------------------------------------- x90 =57,54 Millas 1- 754,77/(754,77+254,38) 2 c.- Nuevo diámetro D8/3=67,43x10 6x9,49/(809,932x804,89)=981,60, luego el diámetro que debería de tener la tubería sería de 14,00 pulgadas tipo estándar d.- El esquema para resolver esta pregunta sería: 720 lpcm L=90 millas 250 lpcm ------------------------------------------------------------------15 MM PCND 35 millas En este caso queda: P12-P22=( /K)2x35+ ( +15)/K 2x55 Caudal antes de las 35 millas 36,88 MM PCND Caudal después de las 35 millas51,88 MM PCND P22=P12-( /K)2xL=725745,70-(36,88x106/611312,38)2x35=598359,18 P2=640 lpcm, presión de salida a las 35 millas e.- Para determinar el espesor se aplica como medida de seguridad un 20% a la presión f.- La caída de presión: : PF=2 x

x Lx

x

G

2

)/gnD

En este caso se necesita determinar la densidad del fluido, para eso es necesario: PM=2/3 720 +250-(720x250/720 +250 =522,95 lpcm=537,68 lpca Con =0,67 se encuentra en forma gráfica T SC=370 R y PSC=673 lpca, luego

69

TSR=1,45 ;PSR=0,80

ZM=0,92

=1,82 (lb/PC)

14,73(lpca)x51,87x106(PCN)x0,92x535(R )x(lbmol)x0,67x28,97 (lb)x(PC)día CO= ---------------------------------------------------------------------------------------------------día x1x520(R)x537,68 (lpca)x 379,63(PCN)x (lbmol)x1,82(lb)x84600(s) CO=0,45

(PC/s)

G

==,45 (PC/s)/0,79 (P2)=0,57 (pie/s)

Re=(13,506)51,87x1060,67x10-6/12x6,92x10-6=5,65x106

=0,0027

PF=2 x 0,0027 x 475200x1,82x0,572)/ 32,2 x1047,12 (lb/pie2= Calculo de Redes y Tuberías de Gas. El nombre. de redes y tuberías se le da a un conjunto de tuberías dispuestas y conectadas de tal forma que el caudal que entra hacía un nudo puede seguir diversas trayectorias. El cálculo de estos sistemas, es por lo general complejo, ya que el número de ecuaciones que hay que utilizar son múltiples y variadas. En la práctica se siguen procedimientos de cálculo que permiten hacer ajustes, circuito a circuito, de tal forma que haya una compensación progresiva hasta que se satisfaga las siguientes condiciones: a.- Que el caudal que entra hacia un nudo sea igual que el que sale del mismo. b.- Que la caída de presión entre dos nudos de una malla debe ser la misma independientemente del recorrido que siga el fluido entre los nudos. Esta condición equivale a la afirmación de que la suma algebraica de las caídas de presión alrededor de cualquier circuito es nula. Esto no significa otra cosa que el caudal de entrada debe ser igual que el caudal de salida en todos los nudos y también en el circuito, es decir se debe de cumplir que: n

h fi

(211)

0

i 1

Si se toman como positivos aquellos valores de (hf) que no originan una caída de presión cuando se recorre el circuito en la dirección del flujo, y se toman como negativo los que corresponden a un aumento de la presión al pasar el nudo a otro recorriendo el circuito, en dirección contraria a la del flujo. En la figura 9 se puede observar h fAB y h fBC tienen valores positivos, mientras que h fCD ; h fDE y h fEA Tienen valores negativos En el esquema de definición de la figura 9, para el circuito ABCDEA, según el recorrido que indica el orden de presentación de los nudos en la figura. Las pérdidas que pueden calcularse mediante la ecuación de Darcy- Weisbach se expresa, normalmente en el cálculo de redes en la forma: hf =r

n

(212)

70

Donde:

r

fL DA 2 2 g

(213)

En la ecuación (211) ( ) es el factor de fricción de Darcy, (L) es la longitud de la Figura 9 Esquema de una Red de Tubería

tubería;(D) es el diámetro,(g) es la fuerza de aceleración de gravedad y(A) el área transversal. Si el flujo es de turbulencia desarrollada sobre los contornos rugosos / D y por lo tanto( r) será función del diámetro, del tipo de ( ) depende de material y de la longitud. El factor (n) es el exponente de al velocidad en la ecuación de Darcy- Weisbach y por lo tanto tiene un valor de (2) Cuando se trata de analizar una sola tubería los problemas de análisis de cálculo no son difíciles. Pero, cuando se trata de analizar una sistema de redes y tuberías los problemas de hacen complejos. En vista que el gas puede fluir desde la fuente hasta los nodos de consumo, y en diferentes vías y a distintas tasas de flujo es por ello, que el cálculo de unos sistemas de tuberías es por lo general, de alta complejidad. Luego es necesario especificar el caudal en cada tramo y la presión en cada nodo La complejidad de los cálculos implícitos en una red de tuberías de gas dificultan su diseño y las posibilidades de predecir su comportamiento futuro. Los primeros análisis del problema conllevaron a tabular algunos parámetros, con el objetivo de hacer más operativas las ecuaciones de flujo de gas, sobretodo en tuberías horizontales, las cuales se aplicaron en forma generalizada, sobre la base de las ecuaciones de Weymouth y Panhandle. Cuando se facilito el uso de estas ecuaciones, se comenzó la solución sencilla de las redes de gas. Cuando se introdujo la ecuación de Weymouth en el concepto de red de gas, originalmente presentado por otros autores, se hizo más fácil el estudio del sistema de redes de transporte de gas. En la solución de problemas de redes, las pérdidas menores se incluyen como longitudes equivalentes. En la práctica, los problemas de redes se resuelven por métodos de aproximaciones sucesivas, aunque en la actualidad con el desarrollo 71

de los simuladores, todos estos cálculos se realizan en una forma más fácil, rápida y precisa. Un método de cálculo de redes y tuberías fue el desarrollado por Ardí Cross, en el cual se supone un caudal para cada tubería de tal forma que se satisfaga la ecuación de continuidad en cada nudo. Método de Hardy Cross para el Cálculo de Tuberías de Redes de Gas. Este Método se debe de seguir los siguientes pasos: a.- Se supone una distribución de caudales que satisfaga la ecuación de continuidad en cada nudo y que corresponda a la mejor hipótesis apreciativa posible b.- Se calcula la pérdida de energía en cada tubería por la fórmula (190) y se determina: n n h r n (214) f i 1 i 1 La ecuación (214) debe ser utilizada en cada circuito. Si la hipótesis de caudales hubieran sidos correctas se tendría que ( h f 0 ), en caso que en algún circuito la sumatoria no sea cero se procede de la siguiente manera: 1.- Se determina

nr

n 1

en cada circuito

2.- Se establece un caudal de corrección: r nr

n n 1

(215)

El caudal de corrección se aplica en el mismo sentido en todas las tuberías del circuito, sumándolo a los caudales que tienen dirección contraria a la del movimiento de las agujas del reloj y restándolo a las tuberías en las cuales circula el flujo en dirección del movimiento de las agujas del reloj. El método de Hardy Cross puede ser planteado también de la siguiente forma. Aunque, es necesario señalar que este método tiene algunas diferencias con el método original del mismo autos. Los cambios se fundamentan en el cambio de ecuaciones, como también al reducir las mallas a sistema equivalente, con esto se introduce una simplificación notoria del manejo del sistema. El fundamento matemático de los métodos de cálculo utilizados en redes de gas tiene su base en la teoría general de Hardy Cross, las cuales provienen de las leyes de Kirchoff. Estas leyes establecen lo siguiente: a.- En todo nudo, la sumatoria de los flujos que entran y salen es igual acero

72

b.- En un circuito cerrado o red, la suma de las pérdidas de carga es igual a cero Para la explicación de este método se muestra la figura 10: En cada nodo de la figura (10) se tiene que cumplir la primera ley de Kirchoff: T= 12+ 14

(216)

Figura 10 Esquema de una Red Para el Método de Ardí Cross

14= 4+ 43

(217)

12= 2+ 23

(218

3= 23+ 43

(219)

La pérdida de carga total (h) para una cierta longitud de tubería (L) y una pérdida de carga unitaria ( ) es igual a: h= L La resistencia de la tubería:

n

(220) r= L

(221)

73

El procedimiento para cerrar redes de gas se fundamenta en el cálculo de un caudal de ajuste( o) que se hace para el caudal de flujo ( o) previamente asignado, de tal manera que la nueva tasa de flujo en el tramo referido será: n= o+

(222)

En donde:( n) = Caudal corregido; ( o) = Caudal original asignado al tramo y ( o) = Corrección del caudal de flujo. Sí se supone que se introduce en la red una tasa de flujo ( 1).El objetivo de este caudal es irrigar el sistema y descargar por los nodos 2,3 4, luego se cumple que: 1= 2+ 3+ 4

(223)

Se escoge una distribución inicial del flujo de gas en el sistema ( 12; 23; 43; y 14). Y con base en ello, se calcula el factor de corrección del caudal ( o). La nueva tasa de flujo en cada tramo será el caudal anterior, más el valor corregido, dando origen a lo siguiente:: n= o+

(224)

o

12)corr = 12 +

o

(225)

23)corr = 23 +

o

(226)

Las leyes de Kirchoff siguen siendo válidas en cada uno de los nodos de la red, y la pérdida de carga total con el caudal corregido debe ser: h=r ( h=r (

O

n

En vista que (

+ (n O)

n-1 o )/1)

O+

O)

n

O+……..+

(227) O

n

(228)

es un valor pequeño se elimina de la ecuación (206) y queda: h=r (

O

n

+ (n

ox

O

n-1

(229)

La sumatoria de las pérdidas de carga en la rede será: h=r

O

n

+n

ox

r

O

n-1

(230)

Para que se cumpla la segunda ley de Kirchoff, se tiene que cumplir que ( n

0=

r+

O

n

n

+n r

i 1

O

(231)

O

i 1 n

En donde:

n-1

h=0)

O

=- (

r i 1

O

n

n

)/ (n

r

n-1 o )

i 1

74

(232)

Si para el calculo del caudal en tramo se utiliza tiene que: P2= K-2x

2

W =KW

xL

2

n

(

i

2

. Luego se

hf = r

n

y luego queda:

2

P2 Z2

P2

Luego entonces el factor de corrección ( o=

0,5

(233)

Al comparar la ecuación (233) con la (216) se obtiene p H= 1 Z1

(P12-P22)/L

(234)

o),

quedaría:

n

xLi)/(2

i 1

iL i)

(235)

i 1

Método Modificado de Hardy Cross: Este método se aplica en la solución de redes con varias fuentes o insumos y múltiples descargas. Su objetivo es balancear el caudal que entra por las diferentes estaciones. La distribución del flujo se logra con el ajuste sucesivo de la tasa de flujo. El procedimiento de cálculo puede implicar la reducción de la malla original a una equivalente de diámetro común, con la cual la determinación del factor de corrección ( o) es más simple.. Cuando se trate de un mayor número de nodos de suministro, se recomienda incluir, como mínimo, cada nodo en una de las conexiones. El enlace entre las fuentes se tomará como una malla adicional. Se calcula el factor de corrección para cada malla o conexión, hasta que el valor absoluto del factor de corrección sea despreciable. Método de Renouard Este método supone que si se cumple la ecuación (216), y que además se tiene. h' =n r

n-1

(236)

Esto significa que la ecuación (223), se escribirá como: n

0=

n

h+ i 1

h'

o

(237)

i 1

Método de Demallaje Simplificado: Este método reduce el número de mallas de la red .El método consiste en eliminar los tramos intermedios y se distribuye el flujo de cada tramo cortado, hacia los respectivos nodos de alimentación, de tal manera que la solución se simplifique. Luego se trabaja el sistema hasta obtener un valor despreciable de ( o< 0,009). Para ello se aplica la ecuación (224) obtenida por Hardy Cross

75

Método de Demallaje Simplificado Aplicado a Varias Fuentes y Múltiples Salidas Este método consiste en distribuir el flujo que llega por dos o más fuentes en una malla cuyos tramos críticos han sido cortados La dirección del flujo se considera positiva en el sentido de las agujas del reloj. En general, se puede observar que todos los métodos utilizados para el cálculo de redes de tuberías de gas tienen que tomar en cuenta una serie de parámetros, sin los cuales el porcentaje de error tendrá una alta significancia. Método de Solución de redes por Ensayo y Error Este fue importante en un tiempo pasado, ahora con el desarrollo de los métodos computacionales ha perdido su vigencia, para dar paso a los modelos de simulación: Simplificaciones necesarias en él calculo de una red de Gas En general, el cálculo de una red de gas implica la determinación de la dirección y la tasa de flujo en cada uno de los tramos y el conocimiento de la presión en los nodos del sistema. Para la utilización de la mayoría de las ecuaciones será necesario conocer previamente el diámetro Aunque la reducción de la red de tubería a un sistema equivalente simplifica el cálculo del diámetro, por cuanto la distribución del flujo es inicialmente independiente del diámetro de la tubería, y se representa a través de la siguiente ecuación: P2 =

2 i xL i

(238)

Una vez completado el análisis del flujo, el diámetro a utilizar será una función directa de la caída de presión disponible, como se demuestra con la ecuación: ( P2)=

n

2 2 i xL i/Ki

(239)

i 1

Con la fórmula (239) se puede calcular la presión en cada nodo de la red, hasta determinar el punto de equilibrio. Si el valor del diámetro utilizado implica un error muy alto, será necesario seguir hasta que el error sea insignificante. Reducción de una Red a un Sistema Equivalente Al tabular los diferentes parámetros que intervienen en las ecuaciones flujo. Por ejemplo la Ecuación de Weymouth, se simplifica en forma significativa, en el calculo de mallas, cuando la ecuación queda como; I =Ki/L

0,5

x( P2)0,5

(240)

Ahora, si cada uno de los tramos de al red tuvieran diferentes diámetros, bastaría reducir todo el sistema a un diámetro común, en el cual la pérdida de carga sería función de la tasa de flujo ( i ) y de la longitud de la tubería (Li ), y queda

76

n

2 i xL i

(241)

i 1

Ejemplo. Un sistema de redes y tuberías transporta un fluido gaseoso..Luego se tiene que en el punto A del sistema ingresan 3 MM PCND. Por el punto B ingresa un fluido que contiene una alta relación gas petróleo, por que es necesario introducir en forma adicionar 1,75 MM PCND de gas. La presión en el punto C es 400 lpcm. La temperatura promedio del gas es 75F. La gravedad específica del gas fluyente es 0,63, mientras que la del gas en cabezal es 0,71. El diámetro interno de la tubería tipo 40 es de 8,626 pulgadas, y la longitud es 15 millas. Determinar la presión en el punto D y B del sistema:, para la resolución de este problema se utilizará la siguiente figura: A D C ------------------------- --------------------------

B

El promedio de la gravedad específica es:

En la línea CD, se tiene

3x016x0,63+1,75x106x0,71 =----------------------------------=0,66 4,75x106

433,49(520)(PD2-202899,8)0,5) x254,38

4,75x106= --------------------------------------------------= 14,7(0,66 x535x15x0,89)0,5 PD=1411,25 lpca 6

433,49x520(PB2-1411,252)0,5x254,38

En la línea:BD 1,75x10 =-----------------------------------------------------------14,7(0,0,71x3,5x535x0,89)0,5

PB=1431,96 lpca. En realidad estas presiones deberían ser iguales Calculo de Tuberías de Gas de Media y Alta Presión. En este caso es necesario establecer para el dimensionamiento de las tuberías, que las mismas transporten el caudal requerido por los equipos de tratamientos, incluyendo las futuras ampliaciones, además de tener en cuenta ciertas limitaciones, en cuanto a la pérdida de carga y velocidades de circulación, para el transporte de gas de media y alta presión, para ello se puede emplear la ecuación de Renouard simplificada: P12-P22=48600 x GxLx

1,82

xD4,82 77

(242)

En donde: P1 es la presión de entrada a la tubería en (kg/cm2);P2 es la presión de salida del gasoducto en (kg/cm2); G es la gravedad específica del gas al aire ;L es la longitud de la tubería en (km); es la tasa de caudal de gas en (m3/ hora) en condiciones normales (15 C y 760 mm de Hg de presión ) y D es el diámetro interno de la tubería en (mm) . La ecuación (182) tiene validez cuando ( /D