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Planta de tratamiento de mercurio Introducción El petróleo y el gas natural siguen siendo en la actualidad las principales fuentes de energía disponible, por lo menos las más manejables, mejor adaptadas al empleo de toda clase de vehículos y generación de energía. Se debe mencionar que el petróleo boliviano es muy liviano en comparación al obtenido en otros países y según las normas internacionales que establecen ciertos parámetros para dicha clasificación; la prueba más elocuente es la lectura de los grados API, que muestra claramente las características del crudo boliviano, estas características y su naturaleza dificultan la obtención de productos pesados como diesel, aceites lubricantes, asfalto entre otros.

objetivo general Realizar una investigación para determinar la factibilidad de una planta de tratamiento de mercurio para poder producir gas natural también para conocer el riesgo del mercurio en un gas

objetivo especifico   

Realizar un estudio de factibilidad técnico-económico para la etapa de generación de gas de síntesis a escalas de producción convencionales. Realizar un estudio de factibilidad técnico-económico para la etapa de hidrogenación del petróleo sintético y la obtención de productos como diésel, lubricantes, gasolina y asfaltos; a escalas de producción grandes. Determinación de la demanda nacional de hidrocarburos líquidos (importación de diésel y gasolina).

Contenido El mercurio es reconocido actualmente como un serio contaminante de las corrientes de hidrocarburos, que debe ser eliminado para evitar la corrosión de los equipos y la contaminación de los catalizadores, satisfaciendo así las normativas medioambientales. Pocos son los datos publicados sobre la distribución del mercurio en las plantas de procesamiento de gas y su monitoreo y eliminación han tendido a efectuarse sólo en las corrientes de alimentación y de productos específicas. Los diversos relevamientos realizados en varias plantas muestran las distribuciones del mercurio en todas las corrientes de proceso gaseosas y líquidas y los cambios producidos en la concentración con el tiempo. Se proporcionan detalles acerca de los procedimientos analíticos y de muestreo utilizados para los niveles de mercurio encontrados. Éstos cubren las corrientes de alimentación y de productos junto con la distribución en la unidad de lavado con aminas, el tamiz molecular y los secadores de glicol, la unidad de recuperación de azufre y agua producida. La evaluación de estos datos permite la selección de la ubicación óptima para la unidad de remoción de mercurio (MRU) y la elección de la tecnología más adecuada para cualquier planta dada. Además se proporcionan datos sobre la operación de las MRU y el reciclado de los absorbentes usados. GRAN CHACO La planta de tratamiento de gas natural del campo Sábalo es la más grande del país y de mayor capacidad, pues, procesará 21,1 millones de metros cúbicos por día (MCD), el tercer tren fue inaugurado este martes, en el bloque San Antonio, operado por Petrobras.

El desarrollo del campo que es el mayor productor de gas natural incluye la instalación del módulo tres y la perforación de los pozos Sábalo 7 y 8, aumentando el volumen del energético para atender la demanda interna, los mercados externos y el proyecto de industrialización. "Es la planta más grande que tiene Bolivia", afirmó el ministro de Hidrocarburos, Juan José Sosa. En tanto que el presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, destacó la importancia de la ampliación. Y el jefe de Estado, Evo Morales, garantizó seguridad jurídica a las operadoras. El bloque San Antonio es operado por Petrobras, con una participación de 35 por ciento, en sociedad con YPFB-Andina que tiene el 50 por ciento y la francesa Total con 15 por ciento. Las tres fueron destacadas por las autoridades que visitaron la nueva planta de separación. La importancia del tercer tren fue mencionada por Villegas al indicar que así se aumenta la capacidad de procesamiento y, lógicamente, el incremento de producción de gas natural, con lo cual se podrá atender la creciente demanda de gas natural en el mercado interno, pues, "Bolivia está viviendo un marco de crecimiento significativo de su economía", remarcó. "Así como aumenta la demanda de gas necesitamos ofertar y tener mayor capacidad de producción" del energético, agregó Villegas al afirmar que todos los proyectos de incremento "van a constituirse en el soporte importante para la viabilidad para las plantas de industrialización y separación". En el caso de la exportación, el Ministro de Hidrocarburos destacó que con el incremento del gas natural se asegura el compromiso de entrega a Brasil y con Argentina aumentar el volumen anualmente, hasta llegar a los 27,7 millones MCD. Villegas y Sosa destacaron que el incremento del volumen de producción del bloque San Antonio beneficiará en gran medida a Tarija, pues, en ese departamento está ubicado, y también favorecerá al municipio. Por lo que al mejorar la renta petrolera con ingresos adicionales, entonces los gobiernos departamental y local deben mejorar la calidad de vida de la población, recomendó Villegas al pedir "responsabilidad" a estas autoridades. El complejo de fraccionamiento de lí- quidos Río Grande será construido en la localidad del mismo nombre en el departamento de Santa Cruz y producirá al día cerca a 361 toneladas métricas de GLP, alrededor de 600 barriles de gasolinas naturales no estabilizadas y procesará un caudal máximo de gas natural de 5,6 MMmcd. Los estudios para la implementación de la planta registran un avance del 89% Actualmente está en curso la licitación para la contratación de una “Empresa Internacional Especializada para realizar la Ingeniería, Procura, Construcción y Puesta en Marcha (IPC) de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande”- Primera Convocatoria. “Estamos en proceso de licitación de la ingeniería de detalle, procura, construcción y puesta en marcha a una empresa llave en mano de la planta Río Grande. A fines de diciembre de este año, esperamos firmar el contrato o en el peor de los casos a fines de enero de 2011”, sostuvo el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas. Aspectos como la selección de tecnologías fueron absueltos ya que esta Planta de Separación será implementada con tecnología de punta que permitirá el mayor recobro de GLP. La Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos definió la micro localización de la planta, que permitirá reducir los gastos en el CAPEX (inversión) y OPEX (presupuesto operativo), como también la implementación de sistemas de calidad y resguardo del medio ambiente. Técnicos de la Gerencia de Plantas de Separación de Líquidos de la estatal petrolera junto a expertos de la empresa consultora Tecna Bolivia S.A. – Tecna Estudios y Proyectos de Ingeniería S.A, desarrollaron la Ingeniería Conceptual y la Ingeniería Bá- sica Extendida. En la gestión 2011, también se tiene planificado invertir los recursos del Banco Central de Bolivia (BCB) para continuar la ejecución de la ingeniería de detalle, procura y construcción de la planta y su conclusión está prevista para el año 2012. Una vez que se concluya el proceso de licitación para la IPC, se iniciará esta fase hasta la Puesta en Marcha, estimando que la planta comience a operar el primer trimestre de 2013. Con los estudios de Ingeniería Básica y Conceptual concluidos, la Gerencia de Plantas de YPFB Corporación se apresta a complementar la ingeniería de detalle procura y construcción, con el objetivo de poner en funcionamiento las plantas de extracción de líquidos de Río Grande y Gran Chaco. Desde el 2013, ambas plantas tendrán la capacidad de procesar un caudal de gas natural

35.6 Millones de Metros Cúbicos por día (MMmcd) para producir aproximadamente 2.561 toneladas métricas por día (TM/día) de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y un volumen importante de de gasolina natural, además de etano para la industrialización. “Con estas dos plantas vamos a tener una producción que no solamente va a cubrir el mercado interno sino la exportación de GLP, gasolina, isopentano y en la planta de Tarija hemos previsto separar etano para la industrialización y entrar a la etapa del etileno y del polietileno”, indicó Carlos Villegas, presidente de YPFB. La Planta de Separación de Gran Chaco producirá cerca a 2.200 TM/día de GLP, alrededor de 2.600 BB/día y procesará un caudal máximo de gas natural de 30 MMmcd, según informó la Gerencia Nacional de Plantas de YPFB Corporación. Los estudios de Ingeniería Conceptual e Ingeniería Básica registran un avance del 50%. “Está en curso la Ingeniería Básica a cargo del consorcio Hytech - Bolpegas que entregará los estudios a fines de enero de 2011. Entre febrero y marzo se realizará la licitación para el Ingeniería Procura y Construcción y la planta debe ser entregada en el segundo semestre de 2013”, indicó Villegas. La Planta de Separación de Gran Chaco, que será una de las más grandes de Sud-América, se implementará con tecnología de punta y licenciada que permitirá el recobro de 99% propano-butano (GLP) y, lo más importante, podrá recuperar más del 93% de etano, materia prima para la industria Petroquímica”, señala el Gerente Nacional de Plantas de Separación, Gerson Rojas. “En el mes de abril de 2011, se iniciará la licitación para las fase de Ingeniería a detalle e IPC, con lo que se garantiza las operaciones de producción de GLP para el cuarto trimestre de 2013, con el respectivo beneficio para el Estado por la exportación de GLP y con la posibilidad de exportar gasolinas y etano”, sostuvo Rojas. Del crédito otorgado por el BCB, en este año YPFB Corporación invertirá 5 millones de dólares en los estudios de ingeniería conceptual y básica del proyecto de separación de líquidos Gran Chaco. Para el año 2011, se tiene planificada la ingeniería de detalle, procura y construcción de la planta. Se prevé concluir con dicha construcción en el segundo semestre de la gestión 2013. “El BCB ha iniciado los desembolsos de recursos para esta planta”, anotó Villegas. Exterran construirá planta de procesamiento de gas natural del proyecto Itaú Una de la Plantas Instaladas en Bolivia por Exterran La planta de ajuste de punto de rocío será construida en el Campo San Alberto con capacidad de procesar 200 millones de pies cúbicos estándar de gas natural por día, se tiene previsto que entre en operación el próximo año. Exterran es la contratista principal proporcionando equipos, ingeniería, compras y construcción de la planta; además del gerenciamiento del proyecto Petrobras Bolivia concedió a la empresa de servicios petroleros Exterran, un contrato para validar la ingeniería, fabricación de equipos, módulos y construcción de las instalaciones de tratamiento de gas natural del proyecto Itaú, Bolivia, así lo anunció Exterran Holding, Inc. La planta de procesamiento será construida al lado de la actual Planta San Alberto para optimizar la operación y tendrá capacidad para procesar 200 millones de pies cúbicos estándar de gas natural por día.

Exterran es la contratista principal de este proyecto, proporcionando equipos, ingeniería, compras y construcción de la planta; además del gerenciamiento del proyecto que de acuerdo a lo establecido entrará en operación en el año 2013. “Este proyecto aumentará aún más nuestra presencia en la región y demuestra la capacidad de Exterran de ofrecer una fuente única de integración de productos, gerenciamiento y proyectos y una entrega y puesta en marcha eficiente”, declaró Ronaldo Reimer, presidente de Exterran para América Latina. Otros proyectos anteriores Para la empresa de servicios petroleros, esta planta es la mayor instalación de procesamiento de gas natural por capacidad que realiza la empresa en Latino América. En Bolivia ya ha implementado cinco plantas de menor capacidad al proyecto actual, expresó Raúl Álvarez, gerente general de Exterran en Bolivia. Estas son: la planta criogénica en el Campo Paloma con capacidad para procesar 40 millones de pies cúbicos e instalaciones de compresión de gas de 10.000 HP, puesta en funcionamiento el año 1998 para Repsol y la planta de Monteagudo con capacidad para procesar 30 millones de pies cúbicos puesta en marcha en 1999 también para Repsol, la misma que posteriormente fue trasladada a Carrasco y luego a otro país. Luego la planta de Yapacaní, un módulo de 35 millones de pies cúbicos para la petrolera YPFB-Andina que arranca el año 2001; posteriormente la planta Criogénica de Kanata en Carrasco para la empresa petrolera YPFB-Chaco con capacidad de 50 millones de pies cúbicos que entró en operaciones en el año 2005; finalmente en el año 2011 se amplía la planta Yapacani con un módulo de 35 millones de pies cúbicos y otro de 165 GPM de Amina para la empresa YPFB-Andina. Plantas DPP y Criogénicas Las plantas de ajuste de punto de rocío DPP son necesarias para separar el liquido que contiene el gas a efectos de cumplir con las especificaciones requeridas (Poder Calorífico) para el Gas Natural y la gasolina para poder ser almacenada y luego transportada, explicó Álvarez. Indica que una planta criogénica es un proceso con mayor capacidad de enfriamiento llegando a muy bajas temperaturas -145 °F para separar además el GLP contenido en el gas natural, consiguiendo mejor rendimiento en la separación de productos. Asimismo la planta de Itaú, se construirá con los estándares requeridos por Petrobras. Exterran y sus empresas predecesoras tiene aproximadamente cuatro décadas de experiencia en diseño, ingeniería, fabricación e instalación de plantas de procesamiento de gas y ha completado más de 300 de estas plantas a nivel mundial con capacidad para procesar hasta 400 millones de pies cúbicos de gas, concluyó Álvarez.

Conclusiones Seria de buscar más información por no se encuentra mas por solo encontré 65% de la producción nacional de gas natural y líquidos se dinamiza con... gas boliviano con un sistema de garantías recíprocas vigente desde el 1 de mayo, sino... hidrocaburíferos, el desarrollo de campos y vasta infraestructura tecnológica... es necesario ampliar y construir más plantas de procesamiento de gas y el

Recomendaciones El mercurio es reconocido actualmente como un serio contaminante de las corrientes de hidrocarburos, que debe ser eliminado para evitar la corrosión de los equipos y la contaminación de los catalizadores, satisfaciendo así las normativas medioambientales. Pocos son los datos publicados sobre la distribución del mercurio en las plantas de procesamiento de gas y su monitoreo y eliminación han tendido a efectuarse sólo en las corrientes de alimentación y de productos específicas.

bibliografía    

http://plataformaenergetica.org/system/files/separata_ypfb_dic2010.pdf http://www.lostiempos.com/diario/actualidad/economia/20120228/la-planta-detratamiento-de-gas-del-campo-sabalo-es-la-mayor-del_162045_339135.html http://www.iapg.org.ar/noticias/2004001/_nota06.html http://www.energypress.com.bo/index.php?cat=346&pla=3&id_articulo=588