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• KATHERINE ARUPON

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República Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria Instituto Universitario de Tecnología de Administración Industrial Sede Anaco-Estado Anzoátegui

PLANTA COMPRESORA DE GAS

Profesor:

Bachiller: Julio César Gil C.I: 19.775.758 Sección: PG4M1

Agosto, 2016

ÍNDICE pág. Introducción Planta compresora de gas Características Proceso de compresión de gas Estructura típica de una planta compresora Módulos funcionales de las plantas compresoras Características de los elementos principales en plantas compresoras de gas Conclusión Referencias bibliográficas

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INTRODUCCIÓN El gas se transporta por tuberías “gasoductos” cuyos diámetros pueden variar, según el volumen y la presión requerida de transmisión. 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 más elevadas para que llegue a los diferentes puntos de entrega en la ruta de la red de gasoductos. Esto significa la necesidad de instalar estaciones de compresión en ciertos puntos. La compresión es un factor económico importante en la transmisión de gas por gasoductos largos (Barberii, E. 1998). La compresibilidad de los gases es una de las características más importantes de los gases, que indica que al aplicarles presión pueden ser comprimidos y por lo tanto, pueden ser almacenados en recipientes de determinados volúmenes. Durante el proceso de compresión, se somete el gas metano seco a un aumento de la presión, para enviarlo a sistemas de transporte y distribución para su utilización en el sector doméstico e industrial, incluyendo las operaciones de producción de la industria petrolera (inyección a los yacimientos y a los pozos que producen por levantamiento artificial). En el año de 1933 iniciaron operaciones las primeras plantas compresoras de Petróleos de Venezuela para inyectar gas natural en los yacimientos, con el fin de la recuperación adicional de los campos de Quiriquire y Cumarebo, en los estdos Monagas y Falcón, respectivamente, ambos operados por la Creole. Es de señalar que esta actividad se considera como pionera en la industria petrolera mundial desde el punto de vista de “valoración de un recurso”. Es en la década de los años ochenta del siglo XX cuando el gas comenzó a jugar un papel preponderante dentro del esquema energético mundial, bien como combustible o como materia prima. Para 1937 se registraron las primeras cifras de inyección de gas con fines de recuperación suplementaria de petróleo, con un volumen de 73 mil m3/d en el campo Quiriquire, (2,6 M pc/d). El volumen de producción de gas en Venezuela para ese año era de 11,5 Mm3/d, (406 M pc/d). El objetivo de esta investigación es explicar el concepto y funcionamiento de una planta compresora de gas o sistema de compresión en Venezuela, entendida como un conjunto de equipos que suministran la energía mediante el aumento de presión, para mover el gas de un gasducto a un lugar determinado.

PLANTA COMPRESORA DE GAS Son instalaciones ubicadas estratégicamente a lo largo de una red de distribución, cuya función es la de suministrar al gas la energía necesaria para recorrer grandes tramos de tubería, paliando las pérdidas debidas a la disipación viscosa. En el caso de la industria petrolera reciben gas de las estaciones de producción, para elevar su presión por medio de compresores hasta un nivel mayor, para su posterior utilización; entre ellas cuentan, la transmisión hasta las estaciones de entrega o de medición y regulación, disposición en yacimiento o inyección en proyectos de recuperación o en proyectos de recuperación secundaria. Las plantas compresoras elevan la presión del gas de 40 y 500 psig provenientes de las estaciones de producción hasta un nivel de 5800 a 6500 psig para luego ser inyectado a diferentes pozos asociados al complejo con fines de recuperación secundaria. Existe gran diversidad de plantas de compresión de gas en todo el territorio nacional. Aunque el principio de funcionamiento es el mismo; es decir comprimir el gas, hay ciertas diferencias en cuanto a estructuras físicas (modelos), estas pueden ser, convencionales o modulares, y en cuanto a capacidad de volumen de gas manejado pueden ser, plantas o miniplantas. Características Generalmente, en las plantas compresoras confluyen dos o más tramos de tuberías o gasoductos, para aspiración e impulsión. La configuración típica es de dos líneas de compresión en paralelo más una línea de respaldo, cada una con un compresor (tradicionalmente a gas) que genera la potencia necesaria para mover el compresor centrífugo de proceso. Para Barberii (1998), la compresión del gas generalmente se realiza por etapas, utilizándose comúnmente tres etapas de compresión que pueden satisfacer las presiones requeridas, al tomarse en consideración la presión de entrada y la de salida, la relación de compresión, la temperatura de entrada y de salida y el peso molecular del gas; para determinar de esta manera, la potencia de compresión requerida para determinado volumen fijo de gas. Las plantas compresoras están constituidas fundamentalmente por motocompresores y/o turbinas. Estas máquinas pueden succionar gas a uno o varios niveles de presión y pueden descargar igualmente a varios niveles de presión. Los compresores pueden trabajar en base a un motor de combustión interna (reciprocante) o por medio de turbinas (centrífugos), para poder crear la presión que empuje al gas dentro de las líneas de distribución y/o transmisión. Actualmente se 5

refiere el uso de compresores centrífugos manejados por turbinas, que operan en forma automática, con el fin de minimizar la supervisión operacional. Gran cantidad de compresores utilizan en el sistema de reparto una pequeña cantidad de gas, como combustible de sus propias líneas. Una planta compresora del gas natural, es toda instalación localizada en tierra (baterías) o en alta mar (plataformas marinas), cuya finalidad es comprimir el gas producido por los reservorios aledaños para alguno de los siguientes fines: a) Generar el ascenso de petróleo en aquellos pozos que producen gas asociado. b) Inyectarlo a dichos pozos para mantener su presión. c) Venderlo a aquellas plantas procesadoras de gas para su posterior venta como combustible de uso doméstico, para procesos industriales o para generar energía eléctrica en centrales termoeléctricas. Proceso de compresión de gas Para explicar el proceso de compresión de gas en una planta compresora se partirá del caso tradicional de un sólo tren o unidad de compresión, donde el proceso se realiza en tres etapas escalonadas de aumento de presión. En líneas generales, esto ocurre en ocho bloques de funciones, descritos brevemente a continuación: 

Succión de gas: este bloque consiste en la entrada de gas asociado a crudo, a la planta de compresión proveniente de una estación de flujo. El gas se transfiere a un separador de entrada, a una temperatura y presión y específica, donde se produce la separación del crudo presente en el gas, el cual es dirigido a un tanque recolector de condensado para ser

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bombeado a un múltiple de producción u otra estación de flujo. Succión primera etapa de compresión: del separador de entrada, el gas seco se desplaza al separador de producción de la primera etapa de compresión, donde se disminuye la temperatura del gas que entrará al compresor y se condensa el crudo presente aún en el gas, el cual será recolectado y enviado al recolector de condensados nombrado con anterioridad. El gas seco entra al compresor donde le será elevada su presión y temperatura, en un primer escalón. Descarga primera etapa de compresión: el gas comprimido sale del compresor y entra a un intercambiador de calor, donde será enfriado a una temperatura específica para ser desviado a la segunda etapa de compresión. Este gas también será utilizado para el control antioleaje del compresor, en caso de requerirse, desviándolo al separador de la primera etapa y de allí al compresor. 6

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Succión segunda etapa de compresión: el gas seco proveniente de la descarga del compresor en su primera etapa, se desplaza al separador de producción de la segunda etapa de compresión, donde se disminuye la temperatura del gas que entrará al compresor y se condensa el crudo presente aún en el gas, el cual será recolectado y enviado al recolector de condensados nombrado con anterioridad. El gas seco entra al compresor

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donde le será elevada su presión y temperatura, en un segundo escalón. Descarga segunda etapa de compresión: el gas comprimido sale del compresor y entra a un intercambiador de calor, donde será enfriado a una temperatura específica para ser desviado a la tercera etapa de compresión. Este gas también será utilizado para el control antioleaje del compresor, en caso de requerirse, desviándolo al separador de la segunda

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etapa y de allí al compresor. Succión tercera etapa de compresión: el gas seco proveniente de la descarga del compresor en su segunda etapa, se desplaza al separador de producción de la tercera etapa de compresión, donde se disminuye la temperatura del gas que entrará al compresor y se condensa el crudo presente aún en el gas, el cual será recolectado y enviado al recolector de condensados nombrado con anterioridad. El gas seco entra al compresor donde le será elevada su presión y temperatura, en un tercer escalón, hasta alcanzar la

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presión para la cual fue diseñada la planta. Descarga tercera etapa de compresión: el gas comprimido sale del compresor y entra a un intercambiador de calor, donde será enfriado a una temperatura específica para ser desviado a un último separador de descarga, el cual desviará el gas hacia la red de distribución. Este gas también será utilizado para el control antioleaje del compresor, en

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caso de requerirse, desviándolo al separador de la tercera etapa y de allí al compresor. Descarga de gas: en este último bloque se realiza la descarga del gas natural, a unas condiciones de temperatura y presión requeridas, en una red de distribución. La compresión del gas puede darse de forma simultánea para varios trenes de compresión o unidades compresoras, dentro de la misma planta, siendo común el arreglo 2+1 (dos en operación, uno en respaldo). En cada una de ellas ocurrirá el proceso de compresión en tres etapas, siendo la succión y la descarga, comunes para todos los módulos de compresión.

La refrigeración de inter-etapas y descarga es conseguida por intercambiadores de calor enfriados por aire. La formación de hidratos de carbono se consigue por medio de la inyección de químicos como el glicol, con su respectiva unidad de regeneración. También puede utilizarse la 7

inyección de metanol. El control de la velocidad del compresor, se logra por medio de un variador de velocidad acoplado a través de una caja de engranajes al eje del compresor. Estructura típica de una planta compresora Una planta compresora esta normalmente formada por una o más unidades compresoras, accionadas cada una de estas por un motor que normalmente es de combustión interna (diesel y gas) aunque ocasionalmente se pueden encontrar eléctricos. Generalmente las unidades motocompresoras se instalan en el interior del edificio diseñado para proteger las unidades de la acción del medio ambiente y a la vez facilitar las tareas de operación y mantenimiento de las mismas. Las unidades compresoras generalmente constan de una o más etapas, no excediéndose normalmente las 5 etapas. La disposición de las unidades es tal que en caso de fallar una de ellas las otras pueden continuar trabajando, arreglo conocido como paralelo. Este arreglo en paralelo es explotado exhaustivamente en el diseño de toda una planta compresora, no solamente a nivel de la planta misma sino también a nivel de las unidades mismas, así de ser necesario se puede prescindir de una misma unidad compresora sin que por eso se tenga que detener la unidad como un todo. Una planta compresora puede recibir simultáneamente corrientes de gas a diferentes presiones. Estas corrientes antes de ser alimentadas son medidas al entrar y después de la conexión al quemador. Las corrientes medidas son depuradas, en recipientes que se encargan de retener las partículas liquidas y sólidas que arrastra el gas natural, pasando enseguida a los respectivos cabezales de succión donde son distribuidas hacia las distintas unidades. El gas comprimido que abandona los cilindros compresores es enviado hacia los enfriadores respectivos de cada unidad, desde donde el gas enfriado pasa al cabezal de descarga respectivo. Durante el enfriamiento de la corriente de gas, parte de los componentes pesados condensan como pequeñas gotas que quedan en suspensión en el seno de la corriente de gas, por lo que el gas antes de ser enviado al cabezal de succión de la próxima etapa es circulado a través de un depurador de Inter-etapas donde se le remueve el líquido condensado, ver figura siguiente (Diagrama esquemático de una planta compresora).

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Diagrama esquemático de una planta compresora Módulos funcionales de las plantas compresoras 1. Depurador general de succión: este dispositivo tiene como función extraer los hidrocarburos condensables del gas a la entrada de las unidades motocompresoras. Para retirar así la mayor cantidad de líquido posible del gas al proceso. b) Depurador de succión: este equipo extrae los líquidos contenidos en el gas residuo del primer depurador y está justo antes de la primera etapa de moto-compresor. c) Moto-compresor: está compuesto por un motor y un compresor. Existen dos tipos de motocompresores: los reciprocantes y los centrífugos. La diferencia entre estos radican en el movimiento que realiza el equipo al comprimir el gas. En los primeros, se utiliza un compresor reciprocante de desplazamiento positivo. En los centrífugos, el eje del compresor tiene un movimiento circular, también es llamado compresor de tornillo. d) Sistema de lubricación: está compuesto por bombas de aceite y tuberías que le inyectan aceite a presión al motor y al compresor para disminuir el roce entre las partes mecánicas. e) Sistemas de enfriamiento: son conductos y bombas de agua que ayudan a mantener en un rango la temperatura del moto-compresor. f) Enfriador por aire: es un enfriador equipado con una serie de tuberías aletadas y ventiladores, dispuestos de manera que se logre una alta transferencia de calor entre el aire y las tuberías, para disminuir la temperatura del gas comprimido del agua de enfriamiento y de aceite del motor. g) Depuradores de descarga inter-etapas: son depuradores cuya función es acumular los hidrocarburos condensados que se generan al bajar la temperatura del gas manteniendo su presión. Existen tantos depuradores de descarga, como etapas de compresión tenga la unidad. 9

h) depuradores general de descarga: la etapa final de compresión de todas las unidades motocompresoras que conforman la planta compresora. El sistema de compresión no estaría completo sin la presencia de otros sistemas que asisten y complementan el funcionamiento de estas plantas, ellos son: a) Sistemas de gas combustible: integrado por un depurador e intercambiadores de calor, para suministrar combustible “seco’’ a los equipos que lo requieran a una temperatura aceptable. b) Sistema de inyección de químicos: inyectar anticorrosivo evita el aumento de los niveles de corrosión del sistema, también se le llama proceso de endulzamiento. Este sistema tiene una división que corresponde a la inyección de química anticongelante (Metanol) al sistema de gas combustible, se realiza para evitar el congelamiento producto de la caída de presión y la inyección de secuestrante de sulfuro de hidrogeno (H2S) al gas de proceso. c) Sistema de venteo: es un sistema de seguridad cuyo objeto es quemar el excedente de gas que en ocasiones se produce en alguna etapa del proceso de compresión. Está provisto de líneas de venteo que dirigen el gas a un despojador de líquido donde libera al gas de humedad para luego enviarlo a los mecheros. d) Sistema de aire para instrumentos: mantiene la operación de válvulas e instrumentos de los equipos utilizando compresores de aire. e) Sistema de drenaje de condensado: tiene como función drenar los condensados provenientes de la depuración del gas realizada en cada uno de los depuradores, con el fin de ser enviados al sistema de recolección, y a su vez proteger los cilindro compresores de la presencia de líquido. Características de los elementos principales en plantas compresoras de gas Separadores También llamados depuradores, un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua (Martínez, 2002). Es un recipiente metálico en posición vertical u horizontal que mediante mallas y bandejas internas tiene la función de retener el líquido presente en la corriente de gas. En la entrada de la planta se ubican los depuradores que reciben el gas

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proveniente de las estaciones de flujo y en los módulos de compresión están instalados en la succión de la primera etapa y en las descargas de cada compresor. Intercambiadores de calor También llamados enfriadores, ventiladores, “air cooler” o “fin-fan”. Son equipos que “básicamente remueven o adicionan calor a un fluido” (Soares, 2002). Los más comunes son los intercambiadores de concha y los de tubos. En las plantas modulares, el enfriador es del tipo de tubos y aletas, horizontal, enfriado por el Aire suplido por los ventiladores de tiro forzado ubicados debajo del enfriador. El gas de proceso fluye a través de los tubos mientras que el aire pasa por la parte externa de los tubos. Su funcion es recibir el gas de la descarga del compresor a una temperatura de 350 grados F y bajar la temperatura a 115 grados a efectos de no ocasionar problemas en el compresor. Compresores Según Gresh (2003), el manejo de flujo representa dos problemas fundamentales, el transporte y la presurización. Hoy en día, la presurización de un fluido se logra a través del uso de compresores en sus diferentes formas. “Un compresor es un dispositivo que transfiere energía a un flujo gaseoso con el propósito de incrementar la presión como en el caso en que el compresor es el transportador primario del fluido en un proceso” (Gresh, 2003). Los compresores se clasifican en dos grandes grupos: 1. Desplazamiento positivo: Reciprocantes y rotativos 2. Dinámicos: Llamados también Centrífugos, se dividen en dos grupos: compresores Axiales y los compresores Radiales Parámetros de operación en las plantas típicas de compresión del gas natural: 

Presión y Temperatura de operación: presión y temperatura manejada dentro de la planta

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la cual se obtiene en los manómetros que registran cada etapa de compresión. Volumen manejado: es el caudal con el cual trabaja la planta compresora y que es medida

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a la entrada y dividido entre succión, descarga, venta, y venteo de excedente. Riqueza del gas: es el número de galones de líquido que pueden obtenerse de 1000 pies cúbicos normales de gas procesados, y por medio de esta información, se puede obtener la composición del gas de entrada. 11

CONCLUSIÓN La compresión se refiere al aumento de energía que se logra en un fluido gaseoso por medio de un trabajo que se efectúa sobre él, los fluidos que más comúnmente se comprimen son: el aire, gas natural, componentes separados del gas natural y gases comerciales con propósitos industriales. El gas natural se somete a un proceso de compresión para elevar su nivel energético, los compresores tienen como función principal aumentar la presión del gas, por lo cual el compresor somete el gas a un trabajo de tal manera que se incremente la energía total del mismo, este incremento se manifiesta por aumentos de presión y temperatura. El proceso de compresión del gas natural se puede representar a través de un proceso termodinámico; en donde el gas con una presión P 1, se comprime y posteriormente se descarga a los niveles de presión P 2 superiores requeridos. Este proceso puede darse en una o varias etapas. El proceso comienza cuando el proveniente de la fuente entra a un intercambiador de calor donde se reduce la temperatura de desde T1 hasta T2. Producto de este descenso en la temperatura, se puede o no producir la condensación de ciertos componentes, que conforman la mezcla, por lo tanto en aquellos casos donde este proceso se produzca, es necesario instalar un separador, del cual salen típicamente dos corrientes, una de gas y una de líquido; la corriente de gas es enviada hacia el compresor donde es elevada a presión desde P2 hasta P3, lo que se origina un aumento de temperatura desde T2 hasta T3; la corriente de gas que sale del compresor a T3, entra a un intercambiador de calor de donde sale a una temperatura menor T4; esta corriente de gas, con cierto contenido de líquido, es enviada a un separador de donde salen dos corrientes, una de gas por el tope y una de líquido por el fondo, así se cuenta con el volumen de gas a las condiciones de presión y temperatura requeridas por el proceso. Una planta compresora puede experimentar una caída en su rendimiento, causada por la caída de la eficiencia total de las unidades de compresión y el ennvejecimiento de la superficie interna de las tuberías de gas por la condensación de los líquidos que contienen, y que también les produce corrosión interna

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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS http://www.acading.org.ve/info/publicaciones/libros/pubdocs/LA_INDUSTRIA_DEL_GAS_NATURAL_ EN_VENEZUELA.pdf http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/78/TDE-2011-07-18T15:31:10Z1449/Publico/villa_rosa_maria_aurora.pdf

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