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• José Miguel Carrero Pereira

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA

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HO C E ER

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S O D A V R E S RE

ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON.

Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero Químico.

REALIZADO POR: Br. PERNÍA M. ERIK Y. C.I: 15.989.835 Br. URDANETA G. MARÍA L. C.I: 17.736.459

MARACAIBO, MAYO DE 2005

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA

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HO C E ER

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S O D A V R E S RE

ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON.

Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero Químico.

PRESENTADO POR:

Br. Pernía M. Erik Y.

Br. Urdaneta G. María L.

C.I: 15.989.835

C.I: 17.736.459

MARACAIBO, MAYO DE 2005

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA

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S O D A V R E S RE

ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON.

Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero Químico.

TUTOR ACADÉMICO: Ing. Alcántara, Edinson. C.I: 3.453.064.

MARACAIBO, MAYO DE 2005

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S O D A V R E S RE

ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON.

ESTE JURADO APRUEBA EL TRABAJO ESPECIAL DE GRADO “ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON”, PRESENTADO POR LAS BACHILLERES: PERNÍA MEDINA, ERIK YECENIA Y URDANETA GONZÁLEZ, MARÍA LAURA, PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO.

FACULTAD

DE

INGENIERÍA.

ESCUELA

DE

INGENIERÍA

S O D A V R E S Maracaibo,R Mayo E de 2005 S HO C E ER

QUÍMICA. UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA.

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JURADO EXAMINADOR

Ing. Msc. Edinson Alcántara A. C.I: 3.453.064 Tutor Académico

Ing. Humberto Martínez

Ing. Wilberto Hernández

C.I: 3.112.555

C.I: 4.525.723

JURADO

JURADO

Ing. Oscar Urdaneta C.I: 4.520.200 Director de la Escuela de Ingeniería Química

Ing. José Bohórquez C.I: 3.379.454 Decano de la Facultad de Ingeniería

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DEDICATORIA A Dios todopoderoso por darme el don de la inteligencia y guiarme con su luz divina siempre en el buen camino... A mis padres Irineo y Evalina: Los pilares fundamentales de mi vida, que con su amor y comprensión me han llenado de mucha fuerza y perseverancia para la culminación de mi carrera, se que sin el apoyo de ustedes se me

S O D A por apoyarme en las difíciles y buscarle soluciónRaV todo, sabes que eres mi E S E R mejor amiga… SON LOS MEJORES!!! S O H y Fernando: Porque a pesar de la distancia han C E A mis hermanos Renny R DE hubiera dificultado lograr esta gran meta. Mami, de corazón este triunfo es tuyo,

sido fortaleza para salir adelante, Renny sabes que eres mi ejemplo, Fernando espero que esta meta sea un ejemplo para tu formación…Los Adoro!!! A

mi hermana Nathalie: por todo el cariño y apoyo, quiero que esto te

sirva de ejemplo y te llenes de fuerzas, sigue adelante…La Adoro!!! A mis abuelos Francisco y Rafael: Aunque no estén presente, se que desde el cielo comparten este triunfo conmigo y su recuerdo estará siempre en mi corazón… Los Extraño!!! A mis abuelas Abigail y Martina: Por darme la dicha de tenerlas a mi lado, apoyándome y orientándome en todo momento…Las Quiero!!! A mis ahijados Angélica y Joan: Por ser mis angelitos, quiero que este logro sea un ejemplo de constancia y dedicación…Dios los Bendiga!!! A mis amigos Dexarenis, Ma.gabriela, Angélica, Ma.Eugenia, Carlos Román, Juanfer, Carlos S, Danny, Sorbe, Eulises, Anaquima, miguel, ángel y Héctor: De corazón quiero que sepan que su amistad es de incalculable valor para mí, mil gracias por estar en las fáciles y difíciles en el transcurso de mi carrera. Gracias por confiar en mi y cuentan con una gochita que los quiere mucho…Los quiero!!! A mi amiga María Alexandra: por ese apoyo incondicional, eres mi consejera y sabes que eres como mi hermana, mil gracias…Te Quiero Mucho A mi compañera de tesis Maria laura: por la paciencia y compañía en el transcurso de la carrera, sabes que cuentas conmigo en todo momento como lo has hecho hasta ahora…Quiero!!! Erik Pernía…….Mil Gracias!!!

VI

DEDICATORIA A ti Dios por estar siempre cerca de mi y mis seres queridos, iluminándonos el camino a seguir , a ti que siempre me guiaste para tomar las decisiones más acertadas, Gracias infinitas……………. A ti mami Laura por ser tan comprensiva y tenerme tanta paciencia, se que no es tarea fácil, eres la mejor y lo sabes, nunca lo olvides; a mi papi lindo

S O D A V R E ustedes va dedicado uno de mis mayores esfuerzos, mi tesis. S E R S A mi hermana Massiel, eresH simplemente un gran orgullo y mi ejemplo a seguir, O C E R sueño de ser Ingeniero, créeme que sin ti hubiera sido hoy cumplo DmiEgran Douglas, siempre apoyándome en todo, gracias por darme la vida, para

imposible lograrlo, nunca olvides que esta loquita te adora.

A mi abuela Isaura eres mi gran consentida, sabes me estas dando un gran ejemplo de fortaleza y tenacidad, espero estés orgullosa de tu futura Ingeniero, y a mis angelitos Nena y Adalberto gracias por cuidarme desde el cielo, siempre los llevo cerca de mi corazón, no los olvidare. A mi tía Marlene además de mi madrina eres mi segunda madre, esta tesis es tuya gracias por los miles de favores y recuerda que eres mi compinche, a mi beba bella Mariave, eres mi vida, te amo cada segundo más eres la niña mas inteligente del mundo, recuerda que Mary te protegerá de todos siempre….. A mis amigas Virginia, Bianca, Marialeonor, Maria de los Angeles, Mariale, Edyanne, Kathy, Andrea son mis mejores confidentes y se que este triunfo lo tomaran como propios por que así es, gracias por saber que cuento con ustedes incondicionalmente, de la uni a Dexa, Marialex, Maria Gabriela, Miguel, Juanfer y Nathalie, son unos loquitos muy especiales que me ayudaron y acompañaron en el recorrido de toda mi carrera, son únicos y especiales, los quiero, Eulise, Carlos, Danny, gracias por los momentos bonitos compartidos juntos; NO ME OLVIDEN… A mi familia por ser pilar fundamental de mi vida y mis sueños. A Erika por aguantar tantas locuras, fuiste un ejemplo de lucha constantes, te admiro y te agradezco por los regaños y los momentos compartidos juntas, nunca olvidare a la gocha que se convirtió en mi cómplice en esta locura de la Ingeniería, gracias amiga. Los quiere Mary…….

VII

AGRADECIMIENTOS A Dios y a la Virgen María por brindarnos la salud e inteligencia para culminar este proyecto, que consolida una de nuestras metas. A la Universidad Rafael Urdaneta por otorgarnos la oportunidad de formarnos como profesionales de la Ingeniería Química. A los profesores que conforman la universidad, gracias por ser nuestros guías y

S O D A V R E a lo largo de nuestra carrera. S E R S A todo el personal que labora en la URU, especialmente a los departamentos HO C E de Control de ER Orientación y a la Dirección de la Escuela de Ingeniería DEstudio,

compartir sus conocimientos con nosotras, gracias por la paciencia demostrada

Química por estar dispuestos a ayudarnos y atendernos de la mejor manera posible.

Al Ingeniero Edinson Alcántara por aceptar el compromiso de ser nuestro tutor académico, por su apoyo en todo momento, por toda la orientación que nos proporciono hasta lograr nuestra meta, estaremos eternamente agradecidas con usted. A la profesora Betilia Ramos gracias por ser más que una guía y convertirse en una AMIGA, que siempre estuvo dispuesta a orientarnos en todas las fases metodológicas de este Trabajo Especial de Grado, gracias por tanta paciencia, La queremos. Fuera de la Universidad a los Ing. Jaxon Romero, Ing. Pablo Lameda, Lic. Anaquima Fereira, Ing. Henry Linares, por brindarnos el apoyo para terminar satisfactoriamente nuestra investigación. A nuestros padres, hermanos, primos, tíos y abuelos por estar siempre presentes en todos aquellos momentos difíciles con que nos pone a prueba la vida, gracias por su apoyo incondicional. A nuestros amigos las personas más especiales en cada momento de nuestras vidas, gracias por estar allí cuando mas los necesitábamos. Al Ing. Wilberto Hernández y el Ing. Humberto Martínez, por ser los mejores guías a lo largo de la investigación, miles de gracias por compartir sus conocimientos con nosotras. María Laura y Erika.

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Pernía Medina, Erik Yecenia. C.I: 15.989.835, Urdaneta González, María laura. C.I: 17.736.459.” ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL

VENEZOLANO, SIMULANDO

CON LA VÁVULA JOULE-

THOMSON.”.Trabajo Especial de Grado. Maracaibo. Universidad Rafael Urdaneta, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Química. Mayo de 2005.

S O D A V R E S RE

RESUMEN S O H EC

ER D El propósito de la investigación fue el comparar la posible recuperación de líquidos a partir del gas natural venezolano, con la finalidad de recuperar las fracciones de C3+ y más pesados, a partir de las simulaciones realizadas con el gas de varias regiones del país, tales como Occidente (PEQUIVEN), Oriente libre, Oriente asociado, Guárico libre y Costa Afuera. La investigación es de tipo descriptiva y el diseño de la misma es de campo, también llamada no experimental. La población en estudio esta conformada por el gas natural de varias regiones del país y la técnica de recolección de datos empleada es fue la observación directa, visitas, e contacto con ingenieros en planta. El estudio se llevo a cabo a través de la simulación del proceso en el simulador de procesos HYSYS abarcando toda la planta de Refrigeración Mecánica con la válvula Joule- Thomson, este proceso estuvo antecedido por una unidad de deshidratación mediante la utilización de un Tamiz molecular. Se recuperaron varias fracciones de líquidos en cada una de las corrientes estudiadas y simuladas obteniendo un porcentaje bastante alto en el gas de Guárico asociado y como el gas mas pobre el de Guárico libre.

Palabras claves: gas natural, simulación, extracción de líquidos, compresión, LGN, deshidratación.

IX

Pernía Medina, Erik Yecenia. C.I: 15.989.835, Urdaneta González, María laura. C.I: 17.736.459. “STUDY COMPARATIVE OF THE WEALTH OF THE GAS NATURAL VENEZUELAN, SIMULATING WITH THE VALVE JOULETHOMSON”. Special work of degree. Maracaibo. University Rafael Urdaneta, Faculty of Engineering, School of Chemical Engineering. May 2005.

S O D A V R E S The purpose of the investigation was comparing E the possible recovery of liquids R S O HVenezuelan, starting from the gasE natural with the purpose of recovering the C R E fractions of D (C ) and heavier components, taking into account the process ABSTRACT

3

+

simulations made with the gas from several regions from the country, ( West (PEQUIVEN), Free East and Associate, Guárico and Outside Coast). The investigation is of descriptive type and the design of the same one is of field, also not called experimental. The population in study this conformed by the natural gas of several regions of the country and the technique of data collection used was the direct observation, visits, bibliographic investigation and contact with plant engineers. The study was made through the simulation of processes HYSYS version 3.2, including all the Mechanical Refrigeration plant with the use of a Joule – Thomson valve, this process was preceded dehydration unit by means of the use of a molecular Sieve. They recovered several fractions of liquids in each one of the studied currents and feigned obtaining a quite high percentage in the gas of associate Guárico and as the gas but poor that of free Guárico.

Key Words: Natural gas, Simulation, Liquids Extraction, Compression, LGN, Dehydration, Joule-Thomson Expansion

X

Índice general

ÍNDICE GENERAL VEREDICTO ......................................................................................................V DEDICATORIA .................................................................................................VI AGRADECIMIENTOS.....................................................................................VIII

S O D A V R E S INTRODUCCIÓN. .............................................................................................. 1 E R S HO C E ER CAPÍTULO D I....................................................................................................... 4

RESUMEN ........................................................................................................IX ABSTRACT .......................................................................................................X

PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA. .............................. 4 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN............................................................. 5 Objetivo general ............................................................................................... 5 Objetivos específicos ...................................................................................... 5 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA. ................................................................ 6 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÒN ........................................................ 7 CAPÍTULO II...................................................................................................... 9 MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 9 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN..................................................... 9 FUNDAMENTOS TEÓRICOS ........................................................................ 12 Gas natural ..................................................................................................... 12 Nomenclatura del gas natural....................................................................... 12 Composición del gas ..................................................................................... 13 Volumen del gas ............................................................................................ 17 Riqueza del gas .............................................................................................. 17 El gas natural como materia prima............................................................... 18 Generalidades del gas natural ...................................................................... 19 Características ............................................................................................... 19 Tratamiento del gas natural .......................................................................... 20 Deshidratación ............................................................................................... 21 Importancia de la deshidratación del gas.................................................... 21

XI

Índice general Proceso de unidad de deshidratación ......................................................... 21 Endulzamiento ............................................................................................22 Procesamiento del gas natural..................................................................22 Extracción de líquidos................................................................................22 Fraccionamiento de líquidos .....................................................................23 Almacenamiento de líquidos .....................................................................24 Propiedades y comportamiento del gas natural ......................................... 24

S O D A V Tuberías de gas.............................................................................................. 26 R E S E R Hidratos .......................................................................................................... 27 S O H EC de los hidratos ......................................... 28 Las principales características R E D Condiciones primarias .................................................................................. 29 Medición de gas ............................................................................................. 25

Condiciones secundarias: ............................................................................ 29 Técnicas utilizadas para predecir la presencia de agua libre y/o formación de hidratos...................................................................................................... 31 Técnicas utilizadas para determinar el contenido de agua en el gas natural. ............................................................................................................31 Corrosión........................................................................................................ 32 Los costos asociados a la corrosión ........................................................... 34 Inundación...................................................................................................... 35 Simulación...................................................................................................... 35 Programa de simulación utilizado ................................................................ 37 Hysys process................................................................................................ 37 Proceso de refrigeración............................................................................... 39 Efecto joule-thomson .................................................................................... 39 Especificaciones de diseño. ......................................................................... 42 Síntesis de cálculos....................................................................................... 42 Equipos de refrigeración............................................................................... 43 Tipos de compresores................................................................................... 43 Compresores de refrigeración...................................................................43 Compresores centrífugos ..........................................................................44 Compresores reciprocantes. .....................................................................44 Compresores rotatorios. ............................................................................45 Tipos de enfriadores...................................................................................... 46 Enfriador tipo caldera (kettle type chiller) ................................................46 Enfriador de placa (plate-fin chiller)..........................................................47 Proceso de fraccionamiento ......................................................................... 47

XII

Índice general Conceptos fundamentales ............................................................................ 47 Equipo de fraccionamiento. .......................................................................... 48 LISTA DE SÍMBOLOS..................................................................................... 50 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS. ........................................................ 52

S O D A V R TIPO DE INVESTIGACIÓN ............................................................................. 56 E S E R DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN OS.................................................................. 57 H C RE ............................................................................ 58 POBLACIÓN YE D MUESTRA. CAPÍTULO III................................................................................................... 56 MARCO METODOLÓGICO............................................................................. 56

FUENTES E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS. ................. 59

PROCESO DE LA INVESTIGACIÓN .............................................................. 60 CAPITULO IV. ................................................................................................. 64 ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS. ............................................... 64 CONCLUSIONES. ........................................................................................... 82 RECOMENDACIONES.................................................................................... 83 BIBLIOGRAFÍA. .............................................................................................. 84 ANEXOS.......................................................................................................... 86

XIII

Índice general

ÍNDICE DE TABLAS TABLA 1. Componentes del gas natural...................................................... 15 TABLA 2. Composiciones del gas natural venezolano............................... 16 TABLA 3. Fases de la investigación............................................................. 60

S O D A V petroquímico el TABLA 5:Composición del gas de pequiven “complejo R E S tablazo- occidente”, después de pasar a través de la válvula J-T .............70 E R S O TABLA 6:Porcentajes C de H recuperación de propano en el gas de varias E R regiones del E ...........................................................................................71 Dpaís.

TABLA 4: Composición de la alimentación ................................................. 67

TABLA 7: Composición del gas de occidente pequiven ............................ 75 TABLA 8: Composición del gas de guárico libre ........................................ 76 TABLA 9: Composición del gas de costa afuera libre ............................... 77 TABLA 10: Composición del gas de oriente libre ....................................... 78 TABLA 11: Composición del gas de oriente asociado ............................... 79 TABLA 12: Temperaturas de la válvula joule - thomson ............................ 80 TABLA 13: Producción de propano en cada región del país. .................... 80

XIV

Índice general

ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA 1. Molécula de hidrato..................................................................... 28 FIGURA 2.Curva de inversión ...................................................................... 40 FIGURA 3.Columna fraccionadora. (fuente pernía-urdaneta.2005) ........... 48

S O D A V R E S FIGURA 6. Composición del gas de R occidente E (pequiven) ........................ 75 S HO FIGURA 7. Composición del gas en guárico libre....................................... 76 C E R DE FIGURA 8. Composición del gas costa afuera libre................................... 77

FIGURA 4. Planta de refrigeración mecánica con la válvula j-t ................. 69 FIGURA 5. Recuperación de lgn en distintas regiones del país ................ 74

FIGURA 9. Composición del gas de oriente libre........................................ 78 FIGURA 10.Composición del gas de oriente asociado............................... 79

XV

Introducción

INTRODUCCIÓN. En la industria petrolera es imprescindible tener una planta donde se deshidrate el gas húmedo proveniente de pozos así como también la utilización de una planta de refrigeración mecánica donde se hace la extracción de líquidos del gas natural (LGN) al gas que va a ser alimentado posteriormente a

S O D A V R Expansión isoentálpica (efecto Joule-Thomson), Refrigeración externa (ciclo de E S E R propano), Expansión con turbina, OSen esta investigación se estudiara más de H C RE el proceso de refrigeración mecánica con la válvula una manera mas DEprofunda otras plantas. Esta extracción puede realizarse por varios métodos como:

Joule-Thomson.

Al realizar las simulaciones con varias muestras de gas del país, se conocerá el porcentaje de recuperación de LGN en cada corriente dando una idea de que región del país cuenta con el gas mas rico en LGN, de esta manera se comparan los distintos porcentajes con los costos de fabricación de la planta para conocer si en todas las regiones seria factible la fabricación de dicha planta de refrigeración. Este trabajo de investigación esta estructurados en cuatro Capítulos, El Capitulo I, El Problema, plantea el problema a analizar, los objetivos tanto general como específicos a lograr, también justificación y la importancia de este trabajo tanto para la industria petrolera como para la práctica profesional del tesista. En el Capitulo II, El Marco Teórico, se enmarca teóricamente toda la información necesaria para el estudio del problema y el mejor entendimiento para el desarrollo de este análisis, como lo son las diferentes partes que pueden conformar una planta de refrigeración, simulador HYSYS Process, comportamiento, volumen, composición del gas natural como otros tópicos. En el Capitulo III, El Marco Metodológico hace referencia al tipo y diseño de la investigación, la metodología utilizada y las fases a seguir durante la investigación. Análisis de Resultados donde desarrollado en el Capitulo IV, donde se logran los objetivos planteados al inicia de la investigación. 1

Introducción

Finalmente se realizaran conclusiones y recomendaciones referentes a los resultados obtenidos en la investigación, están enmarcadas en la utilización del mejor gas del país para las plantas de refrigeración mecánicas con los mejores porcentajes de extracción de LGN.

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S O D A V R E S RE

2

El Problema

CAPÍTULO I.

PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.

S O D A ERV

Actualmente, la mayor parte de la producción de gas en Venezuela se encuentra asociada a la producción de crudo, así los volúmenes disponibles

S E R OS

dependen de los planes y programas de desarrollo de petróleo.

H C E R DEgas producido en Venezuela es del tipo asociado con el petróleo El mayor

y la mayor parte en la zona occidental, aportando el mayor volumen de gas a la producción nacional.

Debido a la creciente demanda del gas natural a nivel mundial, lo ha situado como el gas combustible más utilizado para el uso doméstico, como generador de electricidad y para las industrias, en especial la petroquímica donde se utiliza como materia prima están obligadas a tratar de eliminar las impurezas presentes en él. El gas natural está compuesto por varios hidrocarburos entre ellos: metano, etano, propano, butano, n-butano, gasolinas naturales; el propano y los otros compuestos mas pesados por ser fácilmente licuables, reciben el nombre de líquidos del gas natural (LGN). El gas natural también contiene vapor de agua, dióxido de carbono, azufre, nitrógeno y helio.

Para la eliminación de las impurezas se puede recurrir a varios procesos como absorción, adsorción y refrigeración mecánica por expansión con turbina, evitando así incidentes negativos sobre los procesos posteriores y la calidad de los productos. Los líquidos de hidrocarburos y el agua suelen ser problemáticos, bajando la calidad del gas. Si el agua presente en la mayor parte del gas no se elimina, se tendrá, una alta tasa de corrosión en

4

El Problema

las líneas de transmisión y también puede haber problemas por formación de hidratos.

El alto valor alcanzado por los líquidos del gas natural, las necesidades

S O D A ERV

de la industria petroquímica y la refinación venezolana, se convierte en el mayor incentivo para el mejoramiento a la hora de aprovechar el gas rico

S E R OS

asociado a los yacimientos de la región occidente.

H C E R DEsentido se ve en la necesidad de comparar con cual gas natural En este

es más efectiva la recuperación de líquidos dependiendo de la región donde sea extraído.

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN.

Objetivo General

Comparar el porcentaje de recuperación de líquidos del gas natural venezolano por medio de la simulación del proceso de refrigeración mecánica con la válvula Joule-Thomson.

Objetivos Específicos •

Simular la alimentación del gas natural de la planta de refrigeración mecánica

utilizando HYSYS, tratando de lograr optimización del

proceso. •

Comparar los resultados obtenidos de la simulación de la planta en occidente con los resultados de las simulaciones del gas de Oriente libre, Oriente asociado, Costa afuera y Guárico libre.

5

El Problema

JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA.

En la industria petroquímica no cabe la menor duda, es el gas natural

S O D A ERV

indispensable como materia prima para llevar a cabo procesos posteriores, así como también para generar electricidad, consumo doméstico, no obstante

S E R OS

mayor valor agregado está en su transformación como producto químico y

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EC R E D

petroquímico.

El proceso de extracción de líquidos del gas natural se llevará a cabo mediante refrigeración por expansión a través de una válvula Joule-Thomson (refrigeración mecánica), motivada al alto precio y a la creciente demanda en la producción de líquidos del gas natural (LGN), cuyo uso se incrementa cada día, Para este fin se empleará una corriente de gas, llamada gas húmedo o previamente comprimido y luego dichos procesos tienden a minimizar los costos en la industria debido al no requerir el cambio de los compresores, evitando sustituir los equipos de alto costo, por lo tanto es necesario cumplir con dicha extracción antes del contacto con los compresores.

La intención de utilizar la válvula Joule-Thomson en esta investigación es el de analizar y estudiar el proceso de refrigeración mecánica, aplicada la recuperación de líquidos del gas natural, produciendo GLP y una corriente de gas seco, el cual se tiene un uso diferente al inicialmente propuesto.

Por lo tanto, se debe lograr extraer la mayor cantidad de líquido en una corriente de gas natural, para una mejor comercialización de dichos líquidos y optimizar el uso del gas natural seco o residual, el cual pasará a través de las tuberías, listo para ir a gas a ventas.

6

El Problema

La finalidad de la investigación es el comparar con que gas natural dependiendo de la región de Venezuela se puede lograr la mayor recuperación de fracciones de C3+, y mas pesados, usando diferentes fuentes de suministro, cuanto gas residual se produce.

S O D A ERV

DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÒN

S E R OS

H C E R ubicada D en E Maracaibo, Estado Zulia, con la data del gas de varias regiones

La investigación se llevó a cabo en la Universidad Rafael Urdaneta (URU),

del país, para la muestra de occidente se tomó gas de las plantas de tratamiento de gas natural pertenecientes al Complejo Petroquímico El Tablazo

(PEQUIVEN);

El

periodo

de

evaluación

se

estimo

en

aproximadamente seis meses, desde Octubre de 2004 hasta Abril de 2005.

7

Marco Teórico

CAPÍTULO II. Marco Teórico

ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN

S O D A En 1994, Rojas M. realizó una investigación V llamada “Evaluación R E S E como refrigerante en el sistema R técnico-económica de mezcla S etano-propano Ola planta LGN I (El Tablazo)”. El propano posee Hde C de refrigeración mecánica E R E D ciertas limitaciones como refrigerante entre ellos su temperatura de vaporización a la presión atmosférica y a una temperatura de -43ºF representando esta su temperatura limite de enfriamiento del propano. La adición de etano produce disminución de la temperatura de refrigeración y un incremento de la entalpía de vaporización, lo que mejora la capacidad de refrigeración.

Estudios

internacionales

establecen

que

con

mezclas

optimizadas de etano-propano se pueden lograr mayores capacidades de refrigeración que con el propeno para nuevos sistemas de refrigeración. Para determinar si en El Tablazo era posible sustituir el propano, se utilizaron los simuladores comerciales HYSIM de HYPROTECH, LTD. y PROCESS de SINSCI, INC por medio de los cuales se simularon el sistema de refrigeración de la planta y la planta de extracción de líquidos LGN I (El Tablazo), a condiciones de diseño y a los diferentes condiciones establecidos según la composición de cada mezcla refrigerante. El sistema de refrigeración mecánica esta diseñado para operar con propano refrigerante y el uso de mezclas etano-propano no produce un aumento significativo en la producción de LGN y requiere una alta inversión en modificaciones de tipo mecánico en el sistema actual bajo las condiciones evaluadas, el incremento en la capacidad neta de refrigeración no satisface la posible inversión y los posibles costos de operación generados por la modificación.

9

Marco Teórico

En 2003

Ewing C. y Salazar J., llevaron a cabo un proyecto

de

investigación donde evalúan el impacto producido por la presencia de líquidos en líneas de distribución de gas de levantamiento de la unidad de explotación LAGOTRECO, con la finalidad de encontrar la causa del

S O D A ERV

problema de taponamiento ubicado en las tuberías de aguas debajo de la válvula reguladora, producida por la formación de líquido e hidratos, y

S E R OS

optimizar la producción así la producción de los pozos. Este estudio se

H C E R DE tramos de descarga de las plantas compresoras hasta los múltiples de gas realizo mediante la utilización del simulador PIPEPHASE, abarcando los

de levantamiento. Se obtuvieron las curvas envolventes de fases y de formación de hidratos en cada múltiple, el 85 % de los múltiples el punto de operación ubicado en la zona de mezcla liquido- vapor, indicando la presencia de fracciones de líquido en el gas distribuido en las tuberías. Las opciones propuestas para optimizar el sistema fueron la colocación de un depurador a nivel de descarga de la planta compresora y la inyección de Trietilénglicol como inhibidor de hidratos a diversas concentraciones evitando la formación de hidratos durante el proceso de expansión del gas a través de la válvula reguladora (Merla),el depurador a nivel de descarga de la planta de compresión no resuelve los problemas de formación de hidratos, en conclusión los taponamientos de las líneas aguas debajo de la Merla, por la formación de liquido e hidratos de deben a problemas asociados a los pozos.

10

Marco Teórico

En el año 2004 Morillo, M, diseñó una planta de extracción de GLP en un sistema existente de compresión y transmisión de gas asociado, donde estudió los diferentes procesos de extracción de líquidos como: proceso de refrigeración por expansión con válvula Joule- Thomson, proceso de

S O D A ERV

refrigeración mecánica con ciclo externo y el proceso de refrigeración por expansión con Turbina; en donde se determinó la producción de líquidos del

S E R OS

gas natural con cada proceso dando como resultado al utilizar la válvula

H C E R DEpor expansión con turbina fue capaz de producir 2320 Bbl/ día, refrigeración Joule-Thomson 1951 Bbl/ día de GLP, con ciclo externo 2296 Bbl/ día y

en esta investigación se tomó en cuenta al seleccionar la nueva planta de extracción debe ser lo mas simplificado posible con la menor cantidad de equipos de proceso y auxiliares, el proceso de extracción por refrigeración mecánica fue el mas atractivo para dicho estudio, debido a la alta eficiencia y bajos requerimientos de potencia, por la factibilidad técnica y alta recuperación de GLP de 2296 Bbl/ día, muy rica en propano (31 %).

11

Marco Teórico

FUNDAMENTOS TEÓRICOS

Gas Natural

S E R OS

S O D A ERV

Es una mezcla de hidrocarburos compuesta principalmente por gas

H C E R E pentanos, propano,D butanos,

metano y en proporciones menores de otros hidrocarburos, como etano, y otros; también contiene impurezas como

vapor de agua, azufre, dióxido de carbono, nitrógeno e inclusive helio.

El gas se acumula en yacimientos subterráneos en regiones geológicas conocidas como "cuencas sedimentarias de hidrocarburos" y puede existir en ellas en forma aislada o mezclado con el petróleo.

Nomenclatura del Gas Natural

La diversidad de elementos hidrocarburos y de otros componentes químicos gaseosos donde se forma el gas natural contenido en los yacimientos origina una nomenclatura propia del sector gas. Esta nomenclatura está asociada con los procesos industriales, donde se derivan del aprovechamiento económico de las sustancias y están contenidas en el gas natural.

La fracción más liviana del gas natural es el metano, también llamado simplemente gas natural o gas seco.

Como GLP, o gases licuados de petróleo, se denomina al gas propano o las mezclas de éste con gas butano en forma líquida a temperaturas de

12

Marco Teórico

(-43) grados centígrados y presión atmosférica. Esta fracción del gas natural se comercializa en bombonas o en camiones, cilindros, o a granel en gandolas o barcos refrigerados.

S O D A ERV

Como líquidos del gas natural (LGN), se conoce la fracción licuable del gas natural, mas pesada al metano. Incluye al GLP y las gasolinas naturales.

S E R OS

El etano se separa en el proceso previo y es altamente apreciado en la

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EC R E D

industria petroquímica por su conversión final en plásticos

Gas Natural Licuado (GNL), se denomina al metano licuado, esto ocurre cuando el gas es enfriado a temperaturas de aproximadamente (-127) ºC (temperaturas criogénicas) a presión atmosférica se condensa a un líquido y se reduce su volumen en 600 veces para transportarlo en buques dedicados y especializados llamados "metaneros" hacia los centros de consumo.

La Gasolina Natural, es una mezcla de pentanos, hexano y otros hidrocarburos más pesados. Se usa en las refinerías para la preparación de gasolinas de uso automotor y como materia prima para la petroquímica.

El Gas Natural Comprimido (GNC), es el gas natural seco comprimido a 200 bar (2900.75psi). Se almacena en cilindros a alta presión y se usa como combustible alternativo en reemplazo de las gasolinas.

Composición del Gas

Su composición puede variar dependiendo de si el gas es asociado o no con el petróleo, o de la región de Venezuela de donde proviene; oriente, centro y occidente. Si ha sido procesado o no en plantas industriales.

13

Marco Teórico

La

composición

básica

abarca

metano,

etano,

propano

e

hidrocarburos de alto peso molecular (en pequeñas proporciones).

Normalmente tiene un bajo contenido de contaminantes, tales como:

S O D A ERV

nitrógeno, dióxido de carbono, agua y sulfuros.

S E R OS

Al gas natural proveniente de la actividad de producción del crudo se

H C E R E petróleo, se le conoce como gas natural no asociado. El gas Dhay donde no

le denomina gas natural asociado, si el gas se produce de un yacimiento

natural asociado contiene mayores cantidades de componentes pesados, el no asociado (propano, butano, pentano, hexano y otros).

Se denomina gas rico aquel cuyo contenido es en mayor proporción de componentes pesados y, por lo tanto, se le pueden extraer mayores volúmenes de líquidos del gas natural. Se llama gas pobre aquel compuesto conformado principalmente por metano y cantidades insignificantes de los otros hidrocarburos.

La composición del gas tiene un impacto principal en la economía de la recuperación de LGN y la selección del proceso. En general, el gas con cantidades mayores de productos de hidrocarburos licuables produce mayor cantidad de productos y por consiguiente grandes ingresos para las facilidades de procesamiento de gas.

Si el gas es más rico, tendrá cargas de refrigeración más grandes. Los gases pobres por lo general requieren condiciones de proceso más severas (bajas temperaturas) para alcanzar altas eficiencias de recuperación.

14

Marco Teórico

TABLA 1. Componentes del Gas Natural

Componentes del Gas natural Hidrocarburos Metano

S E R OS

H Etano C E R DE Propano Butano

S O D A ERV

Nomenclatura

CH4

C2H6 C3H8 C4H10

Gases Ácidos Dióxido de Carbono

CO2

Sulfuro de Hidrógeno

H 2S

Sulfuro de Carbonilo

COS

Disulfuro de Carbono

CS2

Mercaptanos

RSH

Inorgánicos Agua

H2O

Nitrógeno

N2

Oxígeno

O2

Cloruros

NaCl

Ocasionales Inhibidores, antiespumantes, sólidos.

-

Agentes y Ácidos de fracturamientos

-

Aceites de compresores

-

Fuente: www.gas-training.com. 2004

15

Marco Teórico

S O D A ERV

COMPOSICIÒN TÌPICA DEL GAS NATURAL EN DISTINTAS ÁREAS DE VENEZUELA

ES # 2 TABLA R S HO COMPOSICIÒN TÌPICA DELC GAS NATURAL EN DISTINTAS ÁREAS DE VENEZUELA E R DE PORCENTAJE MOLARES Componentes Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano Hexano Heptano Dióxido de Carbono Nitrógeno Total H2S Gravedad Específica Poder Calorífico (Btu/pie3) Poder Calorífico (Kcal/m3)

Occidente (asociado) 73.10 11.00 6.00 1.10 1.90 0.60 0.50 0.50 0.40 4.40 0.50 100.00 (6 a 20000) 0.79848 1271.53 11314.92

Guárico (libre) 90.60 2.60 1.10 0.40 0.20 0.30 0.20 0.30 0.30 4.00 100.00 50 0.65016 1059.07 9425.42

Oriente (libre) 76.90 5.80 2.50 0.50 0.60 0.30 0.20 0.20 0.40 12.50 0.10 100.00 0 0.76947 1029.60 9161.75

Oriente (asociada) 75.10 8.00 4.60 0.90 1.10 0.30 0.30 0.20 0.20 9.20 0.10 100.00 0-30 0.77780 1125.52 10015.73

Costa Afuera (libre) 90.50 5.00 2.20 0.40 0.70 0.30 0.20 0.20 0.20 0.20 0.10 100.00 0 0.63809 1134.27 10093.61

FUENTE: MARCÍAS J. (1995 PAG.7)

16

Marco Teórico

Volumen del Gas

Para muchos cálculos de ingeniería del gas natural, es conveniente medir el volumen ocupado por 0.453 Kg/mol de gas a una temperatura y

S O D A ERV

presión de referencia. Estas condiciones de referencia por lo general son 14,7 lpca y 15.5 ºC conocidas como las condiciones estándar. El volumen

S E R OS

normal se define entonces como el volumen ocupado por 1 lb-mol de un gas

H

EC R E D

ideal a condiciones estándar, donde se calcula de la siguiente manera:

VCE =

(1) * R * TCE PCE

Ec.

(1)

Sustituyendo por la presión y la temperatura, produce VCE = 379,4 pcn/lb-mole Donde: VCE= volumen a condiciones estándar, pcf/lb-mole TCE= temperatura a condiciones estándar, ºR PCE = presión a condiciones estándar, lpca Riqueza del Gas

La riqueza del gas natural producido se mide en GPM, unidad definida como el contenido de líquidos de componentes C3+ presentes en el gas natural.

El GPM significa cantidad de galones de líquidos obtenidos por el contenido de propano y más pesados (C3+), por cada mil pies cúbicos de gas natural a condiciones estándar. Mientras mayor sea el GPM del gas, éste se considera más rico, por contener mayor proporción de componentes pesados, lo cual permite extraer mayores volúmenes de LGN.

17

Marco Teórico

En la práctica es común recuperar en estado líquido, únicamente el propano y compuestos mas pesados de un gas, no es común considerar el metano y etano al calcular el contenido de líquido GPM, de un gas, a pesar

S O D A ERV

de ello se puede incluir en las muestras comerciales de gas natural, el valor de C2+ el cual puede ser un indicador útil en algunas ocasiones. En teoría es

S E R OS

posible recuperar el propano y elementos más pesados como líquido, aunque

H C E R DE(a muy bajas temperaturas) han mejorado tecnológicamente, el criogénicos en la práctica, solo se recupera un porcentaje de esta cantidad. Los sistemas

porcentaje de recuperación profunda de los líquidos del gas natural han aumentado a más del 98 %.

En el cálculo de GPM se debe conocer el número de pies cúbicos normales de un componente dado e estado gaseoso, requeridos para producir en galón de líquido. Este factor se determina fácilmente a partir de la densidad liquida y el peso molecular de cada componente puro.

El Gas Natural Como Materia Prima

El gas natural húmedo tiene gran importancia como fuente de aprovechamiento de gasolina, para lo cual se suele transportar el gas a las unidades de extracción, en donde se le separa de los hidrocarburos líquidos formadores de la llamada gasolina natural o gasolina rectificada. Los hidrocarburos gaseosos más fácilmente condensables, tales como propano y butano se pueden extraer también en estas condiciones, quedando un gas residual «pobre» con casi las mismas propiedades del gas seco. Al considerar las reacciones del gas seco natural procedente de los pozos o del gas residual pobre de las plantas de extracción, se puede suponer con seguridad su composición formada principalmente de metano.

18

Marco Teórico

La descomposición de estos gases suministra, por tanto, una fuente de carbón e hidrogeno que son, en si mismo, los elementos básicos de todo compuesto orgánico. (EL INSTITUTO DEL PETRÓLEO, 1963).

Generalidades del Gas Natural

H

EC R E D

Características: •

S E R OS

S O D A ERV

El gas natural extraído de los yacimientos, es un producto

incoloro e inodoro, no tóxico tan ligero como el aire. Procede de la descomposición de los sedimentos de materia orgánica atrapada entre estratos rocosos y es una mezcla de hidrocarburos ligeros, en donde el metano (CH4) se encuentra en grandes proporciones, acompañado de otros hidrocarburos y gases cuya concentración depende de la localización del yacimiento.

•

El gas natural es una energía eficaz, rentable y limpia, y por sus

precios competitivos y su eficiencia como combustible, permite alcanzar considerables economías a sus utilizadores. Por ser el combustible más limpio de origen fósil, contribuye decisivamente en la lucha contra la contaminación atmosférica, y es una alternativa energética, se destacará en el siglo XXI por su creciente participación en los mercados mundiales de la energía. •

La explotación a gran escala de esta fuente energética natural

cobró especial relevancia tras los importantes hallazgos registrados en distintos lugares del mundo a partir de los años cincuenta. Gracias a los avances tecnológicos desarrollados, sus procesos de producción,

19

Marco Teórico

transporte, distribución y utilización no presentan riesgos ni causan impacto ambiental apreciable. •

La

distribución

no

homogénea

de

reservas

petroleras,

S O D A ERV

condiciona el crecimiento económico de un país, a la dependencia de este recurso. "Ningún país del mundo con grandes expectativas en su

S E R OS

crecimiento económico, con reservas de gas natural y que

H C E R DE del "GNC" como combustible alternativo. intensivo

especialmente no sea un país petrolero, no puede dejar de lado el uso

•

En

corto

tiempo,

las

estrictas

normas

de

emisiones

desarrolladas por las autoridades de control, serán aplicadas más severamente aún en los países en desarrollo. •

Las emisiones propias de naftas y gasoil, existen limitadas en

los motores a "GNC", la cual permitirá progresar en el desarrollo de los mismos.

Tratamiento del Gas Natural

Se considera tratamiento del gas natural toda aquella actividad de índole físico y químico donde se adecua el gas, para poder ser empleado como combustible ó materia prima para la industria petroquímica, debido a una alta concentración de H2O, CO2 y H2S; generando en los sistemas de procesamiento y de transporte, problemas de corrosión, riesgo operacional y reducción de la eficiencia del gas como combustible y productor de LGN.

Dentro de los procesos de tratamiento para cumplir con las especificaciones de contenido de H2O, CO2 y H2S se encuentra:

20

Marco Teórico

Deshidratación

Es un proceso mediante el cual se remueve el agua del Gas Natural y

S O D A ERV

dependiendo de la tecnología empleada el contenido de agua del gas ya deshidratado puede ir desde 7 lb/MMpce hasta partes por millón. Los

S E R OS

principales procesos empleados son la deshidratación mediante trietilénglicol

H C E R E contactoD contracorriente en una columna con el Gas Natural, este sale por el (TEG),el cual es un proceso de absorción en donde el TEG se pone en

tope deshidratado y el TEG pasa a un sistema de regeneración donde se le elimina el agua absorbida, el otro proceso es la deshidratación mediante Tamices Moleculares, a diferencia del proceso anterior este es un proceso de adsorción donde a un lecho de sólidos desecantes con amplia afinidad por el agua y químicamente inertes se les hace fluir el gas natural húmedo, este sale seco y el sólido desecante es regenerado mediante gas seco caliente.

Importancia de la Deshidratación del Gas

La deshidratación del gas se requiere para prevenir la formación de hidratos y condensación del agua así mismo para cumplir con requerimientos de los equipos utilizados en el sistema y por último para evitar la corrosión.

Proceso de Unidad de Deshidratación

El gas natural extraído del pozo es mezclado con una corriente de agua saturada para ser alimentado a un mezclador (MIX- 100) para luego pasar a un saturador el cual opera a una temperatura

y una presión

determinada, en el fondo sale agua libre y en el tope sale gas saturado, el

21

Marco Teórico

cual pasa a través de un enfriador (E-103) encargado de disminuir la temperatura hasta para introducirlo a un separador (V-103) donde opera a una presión y temperatura, en el fondo del separador sale liquido y como producto de tope, vapor alimentado después a un deshidratador encargado

S O D A ERV

de dejar al gas sin ningún tipo de liquido para poder llevarlo sin ningún problema a la planta de refrigeración.

S E R OS

H C E R • DEEndulzamiento

Se debe tener presente su uso, el cual, denota la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, por lo general el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno. A los efectos del tema en estudio, otros componentes ácidos como el COS y el CS2, tienen una gran importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones utilizadas para endulzar el gas y, por lo general, no se reportan dentro de la composición del gas a tratar, una costumbre muy costosa para la industria. •

Procesamiento del Gas Natural

El Gas Natural después de haber sido tratado y dependiendo de su composición, es posible que contenga hidrocarburos de gran valor comercial, cualquier industria con el fin de maximizar el valor de sus productos, procesa este gas ya tratado para extraer Etano, Propano, Butanos, Gasolina y Residual, los cuales, tienen un gran valor en los mercados Nacionales y Extranjeros. El Procesamiento del Gas Natural esta conformado por las siguientes etapas:

22

Marco Teórico

•

Extracción de Líquidos

La forma más utilizada para la obtención de líquidos del gas natural es mediante la reducción de la temperatura del mismo. Esto se puede lograr

S O D A ERV

mediante una refrigeración directa utilizando los principios de refrigeración mecánica o autorefrigeración por expansión. La selección del método o la

S E R OS

combinación de los mismos, depende de la composición del gas, del

H C E R DEy de diseño económicos

producto a obtener, del nivel de recobro deseado y/o de los parámetros de una situación en particular. El principio

termodinámico, en el cual se basan las diferentes tecnologías de extracción de líquidos, busca llevar al gas natural a condiciones de saturación para luego reducir la temperatura ya sea por refrigeración proceso conocido como Refrigeración Mecánica o expansión del fluido. La expansión puede ser realizada isentrópica o isentálpicamente, de esta manera se obtiene la mayor cantidad de líquidos; cuando la expansión es efectuada en forma isoentálpica el proceso es adiabático y es conocido como expansión Joule Thompson, mientras la expansión se realiza isoentrópicamente, a través de un sistema de turbo expansión se obtendrá una menor temperatura y una mayor cantidad de líquido. •

Fraccionamiento de Líquidos

El proceso de fraccionamiento es aquel mediante el cual se obtiene de los líquidos del gas natural (LGN) uno o varios productos bajo especificaciones comerciales, esto se logra mediante una columna de platos o empaques promoviendo el intercambio de masa entre el líquido y el vapor, el cual es generado por el calor introducido al sistema. Este vapor al ascender por la columna se va enfriando, generando la disminución en la concentración de sus componentes mas pesados. En la fase líquida se presenta el proceso inverso, a medida que desciende por la columna se

23

Marco Teórico

calienta vaporizando sus componentes más livianos, generando así mediante este intercambio energético y masico los productos deseados bajo especificación.

•

S O D A ERV

Almacenamiento de líquidos

S E R OS

H C E R E el contenido de líquidos de componentes C se defineD como

La riqueza del gas natural producido se mide en GPM, unidad la cual 3

+

presentes en el

gas natural. El GPM significa cantidad de galones de líquidos obtenidos por el propano y demás pesados (C3+), por cada mil pies cúbicos de gas natural a condiciones estándar. Mientras mayor sea el GPM del gas, éste se considera más rico, por contener mayor proporción de componentes pesados, lo cual permite extraer mayores volúmenes de LGN. (MARTÍNEZ, M. 1995)

Propiedades y Comportamiento del Gas Natural

En la forma más simple, un gas puede considerarse compuesto de partículas sin volumen entre las cuales no existe fuerza de atracción. Es un fluido homogéneo, generalmente de baja densidad y viscosidad, sin volumen definido y llena cualquier volumen donde sea colocado.

La anterior definición de gas, generalmente se cumple a condiciones de baja presión y temperatura, pero gradualmente se aparta de esta definición y el comportamiento teórico se aparta del observado. Mientras aumenta la presión y temperatura, debe incluirse el volumen de las moléculas y la fuerza entre ellas. Los gases asociados a la definición dada en

24

Marco Teórico

el párrafo anterior se denominan gases perfectos o ideales. Si no cumple esta definición se denomina gases reales.

Las tres cosas más importantes sobre el gas natural son: el ser

S O D A ERV

quemado de forma limpia, libera energía y se puede comprimir y transportar en forma fácil y segura a través de barcos y por tuberías subterráneas. El

S E R OS

mayor componente del gas natural es metano, un compuesto natural

H C E R E raíz de laD descomposición de plantas y animales.

relativamente no tóxico. El gas se empezó a formar hace millones de años, a

Bajo condiciones normales, el gas natural es vapor en vez de un sólido (como el carbón) o un líquido (como el petróleo). El gas natural se acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas subterráneas así como el agua se acumula en la porosidad de una esponja. En ocasiones el gas natural se queda atrapado debajo de la tierra por rocas sólidas evitando así el flujo del mismo. El gas atrapado en el subsuelo se conoce con el nombre de yacimiento de gas.

El gas natural puede estar acompañado de impurezas, es decir, de sustancias en cuya estructura hay átomos distintos al hidrogeno y al carbono. Tales impurezas deben ser reducidas o eliminadas, para cumplir con normas operacionales y ambientales a nivel nacional e internacional (MARTINEZ, M 1995).

Medición de Gas

En la industria petrolera, la medición de gas se realiza en el punto donde se produce, inyecta o comercializa como combustible y otros usos. Del análisis y procesamiento de las mediciones de gas en los diferentes puntos operacionales, obteniendo información para los siguientes usos:

25

Marco Teórico

Para una medición efectiva de la cantidad de gas producido o procesado, se utiliza el medidor de orificio, con el cual se pueden medir volúmenes grandes o pequeños, con bastante exactitud. El principio del

S O D A ERV

medidor de orificio se basa en la caída de presión producida entre dos puntos de una tubería cuyo diámetro intermedio se reduce. Como resultado de esta

S E R OS

operación se obtiene dos parámetros importantes en la medición de gas:

H C E R DE Diferencial: Es la caída de presión producida al pasar el gas Presión

a través del orificio. Se registra en los discos instalados en los instrumentos de medición con tinta roja.

Presión Estática: Es la presión del sistema de recolección, y se registra en los discos instalados en los instrumentos de medición con tinta azul.

Tuberías de Gas

Corrientemente, en los campos petrolíferos y/o gasíferos se habla del gas de alta y baja presión. Estas designaciones son importantes porque determinan la capacidad o fuerza propia (presión) de flujo del gas producido por los pozos. La presión hace posible la recolección del gas y su transmisión por tuberías (gasoducto) de determinada longitud y diámetro. El gas de baja presión difícilmente puede ser aprovechado comercialmente. Las razones sobre su utilización son técnicas y económicas. Generalmente, el volumen de gas solo asociado con petróleo producido por los pozos de baja presión es muy poco. Por tanto, la recolección de todo este gas implica cuantiosas inversiones en las instalaciones requeridas para manejarlo, como son: red tuberías, compresión, medición, tratamiento y transmisión a sitios distantes.

26

Marco Teórico

El gas a alta presión, solo si, los volúmenes son técnica y económicamente suficiente para ventas durante largo tiempo, ofrecen mayores posibilidades de comercialización siempre y cuando los mercados hagan factibles el éxito de las inversiones.

S O D A ERV

El concepto del flujo de gas por gasoducto no difiere del concepto de

S E R OS

petróleo por oleoductos, o sea fluido gaseoso y liquido. Sin embargo, debido

H C E R E en cuenta ciertas diferencias al tratar matemáticamente el Dtomar necesario

a las características y propiedades físicas de los gases y de los líquidos, es

comportamiento del flujo de uno y otro por tuberías.

Para el gas natural, se han derivado un buen número de fórmulas aplicables a las condiciones de flujo. Por tanto, la nomenclatura de las ecuaciones utilizadas es muy específica en expresar y abarcar determinadas condiciones para casos generales y especiales.

Hidratos

Los hidratos son cristales formados por hidrocarburos y agua libre bajo condiciones de presión y temperatura muy particulares según la composición molecular del gas natural. Son compuestos sólidos en formas de cristales con apariencia de nieve. Su presencia se debe a una reacción entre el gas natural y el agua. En esta reacción el solvente es el agua en forma de vapor y las moléculas de gas más livianas entran en los puentes de hidrógeno de agua, formando estructuras tridimensionales.

27

Marco Teórico

S E R OS

S O D A ERV

Figura 1. Molécula de hidrato (fuente: www.geocities.com, 1.999)

H

EC R E D

Las Principales Características de los Hidratos Son: •

Su composición es aproximadamente un 10% de hidrocarburos

y un 90% de agua. •

Su gravedad específica es de 0.98, flotan en el agua, pero se

hunden en los hidrocarburos. •

Su formación ocurre si existe vapor de agua o se enfría el gas

por debajo de la temperatura de formación de hidratos. •

Cristaliza en estructura cúbica o en una combinación de dos

estructuras cúbicas en moléculas atrapadas en cavidades. Dicha estructura es muy débil y puede disgregarse. •

Metano, etano y sulfuro de hidrógeno pueden ocupan pequeñas

cavidades esféricas, el propano y el butano solo pueden ocupar cavidades largas. Estos últimos dos compuestos forman hidratos inestables. •

Existen tres tipos de estructuras cristalinas para los hidratos en

un gas. Las moléculas más pequeñas (CH4, C2H6, H2S, CO2) forman una estructura cúbica centrada y las moléculas más largas (C3H8, nC4H10) forman una estructura en forma de diamante con 17 moléculas

28

Marco Teórico

de agua por cada molécula de gas, y un tercero formado por los gases mezclados originan una estructura de esta última forma.

El gas natural está asociado normalmente con el agua en forma de

S O D A ERV

vapor, a la temperatura y presión a la cual es transportado por la tubería. Estos cristales formados por la combinación del agua con hidrocarburos

S E R OS

livianos y/o gases ácidos se forman a las siguientes condiciones.

H C E R DEPrimarias: Condiciones •

Presencia de vapor o agua libre en el gas y lograr el

enfriamiento del gas por debajo de la temperatura formadora de hidrato del mismo. •

Bajas temperaturas.

•

Altas presiones.

Condiciones Secundarias: •

Alta velocidad de flujo.

•

Variaciones bruscas de presión.

•

Cualquier tipo de agitación o turbulencia.

•

Introducción de pequeños cristales de hidratos.

•

La presencia de termopozos o escamas en la tubería

(MARTINEZ, M,1995)

El agua presente en el gas, reacciona químicamente con los componentes más volátiles presentes en el mismo, como lo son el metano (C1), etano (C2), propano (C3), y butano (C4) bajo ciertas condiciones de presión y temperatura formando estructuras cristalinas sólidas. A partir del

29

Marco Teórico

pentano (C5) en adelante existe riesgo de reacción química con el agua capaz de originar formación de hidratos.

Cuando los trozos de hidratos sólidos se desprenden, causan una alta

S O D A ERV

erosión interna en las tuberías y accesorios.

S E R OS

En aquellas situaciones donde los cálculos predicen la formación de

H C E R DEantes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la o del líquido hidratos, estas pueden evitarse removiendo o deshidratando el agua del gas

temperatura a la cual podría aparecer el problema planteado.

La deshidratación del gas natural puede hacerse con cualquiera de los siguientes procesos: absorción, adsorción, expansión o inyección de algún inhibidor. Mediante el uso de un inhibidor como el metanol (MeOH), siendo este uno de los más utilizados, podemos prevenir la formación de hidratos. También existen otros tipos de inhibidores como el Etilénglicol, Dietilénglicol, y el Trietilénglicol.

A través de la utilización de una planta de deshidratación, también es posible prevenir la formación de hidratos, dicha planta puede disminuir el nivel de agua en forma de vapor presente en el gas. El nivel de deshidratación requerido dependerá de la temperatura y cantidad de agua permisible del proceso. En general, un gas puede ser transportado sin problemas de agua libre y/o formación de hidratos si posee un nivel de deshidratación de 6 a 7 lbs, de agua por cada millón de pies cúbicos estándar (CAMPBELL, J, 1978)

30

Marco Teórico

Técnicas Utilizadas Para Predecir la Presencia de Agua Libre y/o Formación de Hidratos: •

Mediante la utilización de la envolvente del gas, donde se

S O D A ERV

señale la curva formadora de hidratos. •

Mediante la utilización del gráfico de Mcketta – Webe. El mismo

S E R OS

posee una línea indicativa de las condiciones de presión y

H C E R DE hidratos.(Anexo 1)

temperatura, por debajo de las cuales se espera la presencia de •

Conociendo la temperatura formadora de hidratos (Tfh) y

comparándola con la temperatura del sistema, podemos predecir la presencia o no de hidratos. Si la temperatura del sistema está por debajo de la temperatura formadora de hidrato, entonces se formarán hidratos. En caso contrario, los hidratos no aparecerán. •

Mediante la utilización del grafico ,ella desglosa la gravedad

especifica del gas en función de la presión y temperatura a la cual precipitan los sólidos(Anexo 2) (MARTINEZ, M, 1.995)

Técnicas utilizadas para determinar el contenido de agua en el gas natural. • de

Las graficas Mcketta y Campbell permiten conocer el contenido agua

transportado

por

el

gas,

siempre

y

cuando

esté

completamente saturado. Se mide en libras por cada millón de pies cúbicos de gas a condiciones normales (14.7 lpca y 60ºF), a la presión y temperatura a la cual se encuentra la mezcla de hidrocarburos. Este contenido de agua se refiere al gas dulce (sin CO2 ni H2S) y puede ser corregido por efectos de gravedad del gas y el contenido de sales solamente si se utilizan los gráficos.(Anexo 3 y 4)

31

Marco Teórico

•

Mediante la realización de un análisis de cromatografía. A

través de la toma de una muestra del gas natural en algún punto de interés de la tubería, se puede obtener el contenido de agua en libras

S O D A ERV

por millones de pies cúbicos normales a la presión y temperatura a la cual se encuentra la mezcla (MARTINEZ, M, 1.995)

H

EC R E D

Corrosión

S E R OS

La corrosión se define como la destrucción o deterioro del material y/o sus propiedades por reacciones electroquímicas o química, con el ambiente en el cual se encuentra en servicio. Prácticamente todos los ambientes son corrosivos, pudiéndose enumerar algunos: aire y humedad, agua dulce y salada, atmósferas industriales y urbanas, gases, ácidos orgánicos e inorgánicos, álcalis, solventes, aceites, y otros.

El dióxido de carbono (CO2) disuelto en el agua corroe el acero al carbono. En la industria petrolera, ésta corrosión es controlada con más frecuencia en pozos de gas, donde el dióxido de carbono está presente. Si el vapor de agua se condensa en las tuberías o líneas de flujo, el ácido carbónico formado produce corrosión dulce generalizada en el metal expuesto.

El gas H2S disuelto en agua, normalmente, en pequeñas cantidades, puede crear un ambiente sumamente corrosivo. 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 por picadura por H2S. Además se puede producir corrosión bajo tensión en presencia de sulfuro y agrietamientos producidos por hidrógeno (CEPET, 1.992).

32

Marco Teórico

El sulfuro de hierro forma una capa protectora y evita el progreso de la corrosión. Pero la capa protectora puede ser eliminada fácilmente debido a las altas velocidades del fluido. El metal queda de nuevo expuesto a la acción de los ácidos. El H2S ataca nuevamente y genera mas sulfuro de

S O D A ERV

hierro. La pared metálica se va desgastando y disminuyendo de manera progresiva. La ocurrencia simultánea de CO2, H2S y H2O libre forman

S E R OS

soluciones altamente corrosivas. El azufre, a presiones y temperaturas

H C E R DE el cual es altamente corrosivo. sulfocarbónico,

moderadas, puede desplazar el oxígeno del ácido carbónico, formando acido

Cuando el H2S está en el orden de los 4 ppm, y el CO2 es mayor al 2%, el sistema es particularmente corrosivo. La corrosión es función de la temperatura. Las velocidades altas de los fluidos pueden eliminar la capa protectora de sulfuro de hierro y generar tasas altas de corrosión.

Los productos de la corrosión pueden obstruir parcial o totalmente válvulas de control, del tipo choque y tuberías de pequeño diámetro.

El tipo de solución endulzadora y su concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de corrosión. Cuando se trabaja con soluciones fuertes y con gran cantidad de gas tratado, el efecto corrosivo es mayor. Cuando la proporción del gas ácido es alta, la velocidad de corrosión es también elevada. El sulfuro de hidrógeno se disocia en el agua formando un ácido débil causante de ataques al hierro y forma un sulfuro de hierro insoluble.

Fe + H2S ---------- FeS + H2

(ph = 5)

El sulfuro de hierro se adhiere a la base metálica y puede proteger el metal de una futura corrosión, pero también puede ser erosionado

33

Marco Teórico

exponiendo la superficie del metal del hierro a una posterior corrosión (MARTINEZ, M, 1.995)

Existen algunos indicadores capaces de determinar la existencia de corrosión, tales como:

S E R OS

S O D A ERV

•

Demasiado gas ácido en la polución rica o pobre.

•

Productos de degradación en la solución.

H C E R E • D La tasa de corrosión se mide en milésimas de pulgadas por año (mpy). El punto ideal se alcanza cuando el contenido de gas ácido en la solución se aumenta hasta lograr un mínimo de corrosión tolerable.

Los costos asociados a la corrosión incluyen: •

El reemplazo de los equipos corroídos.

•

Paros no programados de la planta.

•

Cambios drásticos de las operaciones.

•

Corrosión permisible.

•

Mantenimiento preventivo innecesario.

•

Uso de metales más costosos de lo necesario.

•

Aspectos de seguridad.

•

Peligro para la salud.

•

Impacto ambiental (MARTINEZ, M, 1.995).

34

Marco Teórico

Inundación.

La inundación de las tuberías es producto de la condensación de algunos componentes del gas natural y está muy relacionada con los

S O D A ERV

cambios de presión y temperatura, a la cual operan los sistemas.

S E R OS

Para el caso de transferencia de gas natural, a presiones por debajo

H C E R E el caso de transferencia de gas natural, sobre la presión agua.D Para de la presión crítica, al ser enfriado pueden condensar hidrocarburos y

crítica, al ser enfriado puede condensar agua. Obviamente, la presión crítica se refiere a base seca.

La presencia de líquidos, en tuberías de transferencia de gas, genera altas perdidas de presión y lecturas erróneas en los elementos para medición de flujo (MARTINEZ, M, 1995).

Simulación

La simulación de procesos de gas es una técnica la cual permite predecir en forma rápida y confiable el comportamiento de un proceso o planta de gas, a partir de una representación matemática

y realista del

mismo. En general, los simuladores de procesos son programas de computación

donde

modelan

cuantitativamente

las

ecuaciones

características de un proceso químico. Estos programas se basan en los principios de balances de masa y energía, las relaciones de equilibrio y correlaciones, como las de reacciones y transferencia de calor entre otras. Los simuladores generalmente se utilizan como herramientas para facilitar el trabajo a la hora de predecir condiciones de operación; flujos, composiciones

35

Marco Teórico

y propiedades de corrientes de proceso, así como también en el caso de diseño, para el dimensionamiento de equipos.

Las ventajas ofrecidas por los paquetes de simulación son numerosas,

S O D A ERV

pero entre ellas se destaca la posibilidad de probar varias configuraciones de planta en el caso de un diseño; en plantas existentes permiten mejorar el

S E R OS

proceso actual prediciendo resultados de modificaciones planteadas,

H C E R DEen general con toda la optimización del proceso. del proceso;

determinada condiciones óptimas de operación dentro de las restricciones

Aunque la simulación tiene versatilidad y flexibilidad, es experimental por naturaleza, en el sentido de uso en el procesamiento de una “corrida” de simulación puede considerarse como una observación o una muestra en un experimento estadístico. Esto naturalmente da lugar a los problemas de diseñar el experimento (simulación), recolectar observaciones en una forma compatible con los análisis estadísticos apropiados e implantar las pruebas adecuadas para examinar la significancía de los resultados de simulación. En otras condiciones, el diseño de un experimento estadístico puede no ser complicado, pero en la simulación el trabajo se complica por varios factores inherentes a los modelos de simulación. Existen tres tipos generales de simulación: 1. Modelo analógico. 2. Modelo continuo. 3. Modelo discreto.

El modelo analógico reemplaza al sistema original (físico) por un análogo de manipulación más sencilla. Un ejemplo típico es la representación de un sistema mecánico con un sistema eléctrico equivalente, donde el último es más simple de modificar.

36

Marco Teórico

A diferencia del modelo analógico, las simulaciones tanto continuas como discretas son, básicamente, modelos matemáticos. Los modelos continuos representan el sistema capaz de experimentar cambios uniformes en sus características en el tiempo. El objetivo del modelo es graficar las

S O D A ERV

variaciones simultáneas (continuas) de las diferentes características con el tiempo. Por ejemplo, en un sistema de inventario, la producción podría incluir

S E R OS

cambios en el tiempo del nivel de inventario, venta, demanda no surtida y

H

EC R E D

pedidos pendientes.

En los modelos discretos, se simula un sistema observándolo únicamente en puntos seleccionados en el tiempo. Estos puntos coinciden con la ocurrencia de ciertos eventos cruciales para efectuar cambios en el funcionamiento del sistema. Este es el tipo más común de simulación (TAHA, H, 1.985)

Programa de Simulación Utilizado

HYSYS Process.

El paquete de simulación Hysys es una actualización de la empresa Hyprotech del simulador HYSYM. Posee la capacidad de modelar tanto en estado estático como en estado dinámico, donde el mismo modelo puede estar evaluado para una u otra perspectiva, proporcionando una total participación de la información del proceso.

El modelo en estado incorpora una serie de avances, entre los cuales se destacan técnicas de optimización de diagramas de flujo, la posibilidad de integrar unidades de operación propias, es decir, creadas por el usuario, la capacidad de comunicación con otros programas como Excel, visual Basic,

37

Marco Teórico

entre otros, siempre y cuando están operando bajo el ambiente Windows y la capacidad de acceder directamente hacia la versión dinámica.

El Hysys dinámico proporciona la capacidad de realizar modelos de

S O D A ERV

procesos de funcionamientos sencillos y rigurosos, eliminando deficiencias de operación permitiendo la incorporación de controladores PID, bloques con

S E R OS

funciones de transferencias y un acceso directo hacia el estado estático.

H C E R E del Hysys dinámico es posible la simulación en tiempo real de AD través

una

planta,

mediante

el

cual

pueden

conocerse

por

ejemplo,

el

comportamiento de cualquier variable en función del tiempo y/o el tiempo real para estabilizarse.

Además,

es

un

simulador

de

procesos,

diseñado

para

el

procesamiento del gas, refinación de crudo y la industria petroquímica, química y de combustible sintético. Hysys ofrece una amplia selección de métodos para el cálculo de propiedades, incluyendo ecuaciones de estado y correlaciones empíricas.

Hysys presenta varias características propias para facilitar al usuario del mismo, tales como: una estructura modular no-secuencial para permitirle al usuario alimentar la información en el orden, en al cual, se acomode a sus necesidades, inteligencia preconstruida para cálculos de diagramas de procesos, flash y propagación bidireccional de la información.

La principal diferencia entre Hysys y otros simuladores comerciales disponibles es ser completamente interactivo. El programa interpreta la información automáticamente y efectúa cualquier relacionado con la información precalculada.

38

Marco Teórico

Proceso de Refrigeración.

En general, se define la refrigeración como cualquier proceso de

S O D A ERV

eliminación de calor. Refrigerar una corriente de gas natural, es fundamentalmente reducir notablemente su temperatura para condensar

S E R OS

como líquido en mayor o menor porcentaje los diversos componentes de la

H

EC R E D

mezcla, de acuerdo al nivel de temperatura alcanzado.

Específicamente en el caso de las plantas de fraccionamiento de gas, el sistema de refrigeración permite producir hidrocarburos líquidos por enfriamiento de las corrientes de productos destilados.

La refrigeración del gas puede ser llevada a cabo desde un proceso relativamente simple de Joule-Thomson (J.T.) o plantas de choque, de plantas de refrigeración mecánica, hasta procesos muy sofisticados.

Efecto Joule-Thomson Antes de entrar a describir el proceso Joule Thomson, se hace necesario estudiar el “Efecto Joule Thomson”. El efecto del cambio en temperatura para un cambio isentálpico está representado por el coeficiente Joule Thomson, μJT, definido por:

⎛ ∂T ⎞ μ JT = ⎜ ⎟ ⎝ ∂P ⎠ h

Ec. (13)

La mayoría de los sistemas prácticos de licuefacción utilizan una válvula de expansión ó válvula Joule Thomson para producir bajas temperaturas. Si se aplica la primera ley para flujo estable a una válvula de

39

Marco Teórico

expansión en la cual no hay transferencia de calor ni se realiza trabajo, y para cambios despreciables de energía cinética y potencial, se encuentra que la entalpía a la entrada es igual a la entalpía a la salida, h1 = h2.Aunque el flujo dentro de la válvula es irreversible y no es un proceso isentálpico, los

S O D A ERV

estados a la entrada y a la salida permanecen sobre la misma curva de entalpía.

S E R OS

H C E R DEde entrada dadas y obtener líneas de entalpía constante. Para condiciones

Es posible graficar una serie de puntos de condiciones de salida para

un gas ideal, dicho gráfico muestra una región en la cual, una expansión a través de la válvula (decrecimiento en presión) produce un aumento en temperatura, mientras en otras regiones la expansión resulta en un decrecimiento en temperatura.

Obviamente, se desea operar la válvula de expansión en un sistema de licuefacción en la región donde resulta un decrecimiento neto de temperatura. La curva encargada de separar estas dos regiones es llamada “Curva de Inversión”. ⎛ ∂T ⎞ ⎜ ⎟ es negativo ⎝ ∂P ⎠ H

T

⎛ ∂T ⎞ ⎜ ⎟ es positivo ⎝ ∂P ⎠ H

Figura 2. Curva de Inversión. Fuente:(Treybal, R.1996)

Se observa, el coeficiente Joule-Thomson es la pendiente de las líneas isentálpicas en la figura 2, el coeficiente Joule Thomson es cero a lo

40

Marco Teórico

largo de la curva de inversión, un punto sobre esta curva es aquel para el cual la pendiente de la línea isentálpica es cero. Para un aumento de la temperatura durante la expansión, el coeficiente Joule Thomson es negativo; para una disminución de temperatura es positivo.

S O D A ERV

El uso del efecto Joule-Thomson (J-T) para recuperar líquidos

S E R OS

representa una alternativa atractiva en muchas aplicaciones. El concepto

H C E R DE una válvula Joule-Thomson.

general es enfriar el gas por medio de una expansión adiabática a través de

Este proceso requiriere altas presiones de entrada del gas. Con intercambiadores de calor apropiados y grandes diferenciales de presión a través de la válvula, se pueden alcanzar temperaturas criogénicas y como consecuencia altas eficiencias de extracción.

La clave para este proceso es la fuerza impulsora de la presión a través de la válvula J-T y la cantidad de superficie de intercambio de calor incluida en la planta de intercambio de calor.

El proceso puede operar por encima de un amplio rango de condiciones del gas de entrada y productos de especificación producidos. El proceso es entonces muy simple de operar y es con frecuencia operado como una instalación desatendida o parcialmente atendida.

En algunos casos el gas alimentado no está a una presión lo suficientemente alta o el gas es rico en hidrocarburos licuables. La ubicación de la válvula J-T es dependiente de la presión del gas y la composición involucrada. Las ventajas de la refrigeración permiten utilizar baja presión de alimentación o, la columna de fraccionamiento puede operarse a altas presiones reduciendo la compresión del gas residual.

41

Marco Teórico

Especificaciones de Diseño.

Inicialmente se van a establecer al menos las siguientes especificaciones:

S O D A ERV

•

Temperatura, presión, composición y flujo de la alimentación.

•

Válvula Joule – Thomson

•

Temperatura de gas de venta

•

La alimentación de temperatura del intercambiador gas-gas

S E R OS

H

EC R E D

aproximadamente 15ºC. •

% propano (c3) en el producto de recuperación (45-50)%

Síntesis de Cálculos

Los cálculos de esta aplicación son tediosos y consumen mucho tiempo sobre todo cuando se aplican rigurosamente, por ello es muy raro realizarlos, casi nunca, a menos de utilizar una computadora digital con un programa especializado (simulador). Sin embargo, existen algunos métodos cortos apropiados como regla de cálculo los cuales son extremadamente útiles.

Los programas de computadora operacionales se encuentran fácilmente disponibles, pero estos no pueden suplir los análisis cortos.

42

Marco Teórico

Equipos de Refrigeración

Tipos de Compresores •

S O D A ERV

Compresores de Refrigeración

S E R OS

Existen tres tipos principales de compresores utilizados para ciclos

H C E R DEel compresor incluyendo

básicos de refrigeración por vapor, empleando los refrigerantes comunes, centrífugo, el compresor reciprocante y el

compresor húmedo, tipo tornillo rotatorio.

El tipo de refrigerante utilizado, así como la carga de refrigeración influye en la selección del tipo de compresor. Los sistemas de gran capacidad se manejan de una manera más económica por medio de máquinas centrífugas. Los compresores reciprocantes se aplican de un modo más adecuado en sistemas de 150 toneladas de refrigeración o menos, con requisitos de acondicionamiento de aire y para trabajos especializados a bajas temperaturas, cuando los volúmenes del gas de entrada no son muy grandes.

Los compresores de refrigeración se pueden encontrar de etapa sencilla o multi-etapa. El número de etapas de compresión se determina de acuerdo a la relación de compresión. La relación de compresión por etapas varía en el orden de 1.5 a 3.0 por etapa dependiendo de la carga de refrigeración y la velocidad del motor.

43

Marco Teórico

•

Compresores Centrífugos

Los compresores centrífugos están constituidos por una cubierta con uno o más elementos rotatorios (álabes) encargados de desplazar un

S O D A ERV

volumen fijo al rotar. A las temperaturas normales encontradas en la industria de procesamiento de gas, se requieren compresores centrífugos de tres o

S E R OS

cuatro etapas para servicios de refrigeración.

H C E R DEtipo de compresores Este

ofrece

la

posibilidad

de

utilizar

economizadores flash interetapas y permite múltiples niveles de temperatura de enfriamiento; lo cual reduce la potencia de compresión. Los compresores centrífugos usualmente no son económicos por debajo de 373 Kw. (500 hp) con motores eléctricos, y alrededor de 597 Kw. (800 hp) con motores de turbina de gas, en cambio, por encima de 746 Kw. (1000 hp) el uso de éstos compresores es más económico.

La capacidad de un compresor centrífugo se controla variando la velocidad del motor o reduciendo la presión de succión o descarga. La reducción de la presión de descarga puede causar oleaje, por lo cual también es posible recircular los vapores de la descarga del compresor hacia la succión cuando este se encuentre operando a baja carga; esto con el fin de evitar paro del equipo o también problemas de oleaje. Sin embargo, esta recirculación resulta en potencia desperdiciada y también es una de las principales desventajas de utilizar compresores centrífugos. •

Compresores Reciprocantes.

Los compresores reciprocantes consisten de uno o más cilindros con un pistón moviéndose y desplazando un volumen positivo en su movimiento.

44

Marco Teórico

Las temperaturas de proceso generalmente indican dos etapas de compresión para equipos reciprocantes. Esto da la oportunidad de utilizar un economizador interetapa y también un nivel adicional de enfriamiento. El ajuste de la capacidad se realiza mediante variación de la velocidad, espacio

S O D A ERV

libre variable en los separadores, desmontadores de válvulas y recirculación del refrigerante hacia la succión.

S E R OS

H C E R E potenciaD desperdiciada. También es posible restringir la presión de succión Al igual con los compresores centrífugos, la recirculación resulta en

del refrigerante entre el enfriador y el compresor para reducir la capacidad del cilindro. Sin embargo, el control de la presión de succión puede ocasionar desperdicio de potencia y la posibilidad de presiones de succión inferiores a la atmosférica, lo cual debe evitarse.

•

Compresores Rotatorios.

Existe una aplicación limitada para los compresores rotatorios; ésta es el campo de baja temperatura en el cual el compresor rotatorio sirve con el propósito de un alto volumen en la etapa inferior o de baja presión (compresor booster). Estos equipos son aplicables a condiciones de saturación en la succión desde –87 °C hasta –20.6 °C con (R-12, R-22), amoníaco y propano.

45

Marco Teórico

Tipos de Enfriadores •

Enfriador Tipo Caldera (Kettle Type Chiller)

S O D A ERV

El tipo más común de enfriador empleado en la industria de procesamiento de gas es el de tipo caldera. El refrigerante se expande dentro

S E R OS

de la carcaza donde el nivel de líquido se mantiene para sumergir

H C E R E de refrigerante líquido en la carcaza. cantidadD apropiada

completamente el haz de tubo del proceso. Un control de nivel mantiene la

Cuando se utiliza un enfriador tipo caldera, debe tomarse la precaución de proveer un espacio adecuado para la expansión del vapor por encima del nivel de refrigerante líquido. Este tipo de chiller diseñado u operado inadecuadamente es probablemente la mayor causa de falla del compresor debido al arrastre de líquido. La siguiente ecuación permite la determinación de la carga permisible de refrigeración en lb/hr por pie cúbico de espacio de vapor:

ARL =

(S.F.)(ρ V )(3980) γ 0.869 ρL − ρ V

Ec. (14)

Donde:

S.F: Factor de seguridad = ½ γ : Tensión superficial (dinas/cm.) ρV: Densidad del vapor (lb/pie3)

46

Marco Teórico

ρL: Densidad del líquido (lb/pie3) •

Enfriador de Placa (Plate-Fin Chiller)

Las

plantas

criogénicas

modernas

frecuentemente

emplean

S O D A ERV

intercambiadores de placa para condensación y enfriamiento de gas. Cuando el diseño requiere de un intercambiador gas-gas, un enfriador de gas y un

S E R OS

intercambiador gas frío-gas, instalados en secuencia, es conveniente poner

H C E R E también Dofrecen ahorros

estas operaciones en un intercambiador simple de placas. Estos equipos significativos

para

aplicaciones

a

bajas

temperaturas donde se requiere acero inoxidable para unidades de tubo y carcaza. También se pueden obtener ahorros importantes en la caída de presión utilizando unidades simples o

múltiples

para servicios de

refrigeración.

Proceso de Fraccionamiento

Conceptos Fundamentales •

El proceso de fraccionamiento es una operación unitaria

empleada para separar mezclas de componentes en productos individuales, éste es posible cuando los productos a ser separados tienen diferentes puntos de ebullición. •

La dificultad del fraccionamiento puede estar relacionada con la

diferencia existente entre los puntos de ebullición de los productos deseados, usualmente se remueve primero los elementos más livianos de la mezcla.

47

Marco Teórico

Equipo de Fraccionamiento.

En esencia todas las plantas de procesamiento del gas natural

S O D A ERV

requieren por lo menos una fraccionadora para producir un producto líquido el cual reunirá las especificaciones de venta.

S E R OS

H C E R DE (1), un condensador del producto de tope (2), un tambor de fraccionadora

Las partes principales de un sistema de fraccionamiento son: la torre

reflujo (3) un rehervidor de fondo (4). Los diferentes componentes del sistema se muestran esquemáticamente en la figura

Figura 3.Columna Fraccionadora. (Fuente Pernía-Urdaneta.2005)

Las plantas de fraccionamiento son requeridas generalmente para obtener productos puros, entonces debe existir contacto entre líquidos y vapores dentro de la torre. Para conseguir éste contacto, se requiere de un gran número de platos en la torre, gran cantidad de calor proporcionada por

48

Marco Teórico

el rehervidor de fondo y una porción de producto enfriado por el acumulador de reflujo y el condensador.

Se requiere el contacto íntimo de las fases de vapor y líquido para una

S O D A ERV

separación eficiente. Los internos tales como platos o empaques estimulan el contacto entre las corrientes de líquido y vapor en la columna.

EC R E D

H

S E R OS

49

Marco Teórico

LISTA DE SÍMBOLOS

C1: Metano.

S E R Spesados. C : Etano y componentes O más H C E C : Propano. DER C2: Etano. 2

S O D A ERV

+

3

C3+: Propano y componentes más pesados. C4: Butano. C4+: Butano y componentes más pesados. C5: Pentano. C5+: Pentano y componentes más pesados. CO2: Dióxido de Carbono. COS: Sulfuro de Carbonilo. CS2: Disulfuro de Carbono ºC: Grados Centígrados. DEG: Dietilénglicol. Ec: Ecuación. °F: Grados Fahrenheit. GNC: Gas Natural Comprimido. GNL: Gas Natural Licuado. GLP: Gas Licuado de Petróleo GPM: Galones de condensable por cada mil pies cúbicos de gas. H2S: Sulfuro de Hidrógeno. H2O: Agua J-T: Joule Thomson Kg: Kilogramos KW : Kilo Watios

50

Marco Teórico

lb: libra LGN: Líquido del Gas Natural. Lpca: libras por pulgada cuadrada absoluta MM: Millones

S O D A ERV

MMpced: Millones de pies cúbicos estándar por día. Pie3: pié cúbico

S E R OS

Pcn: pies cúbicos normales

H

EC R E D TEG: Trietilénglicol

Ppm: Partes por millón.

Tfh: Temperatura Formadora de Hidratos TMD: Tonelada Métrica por día

51

Marco Teórico

DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS.

S O D A ERV

Corrosión: Es el proceso por el cual los metales son oxidados por oxígeno

S E R OS

en presencia de humedad, y esto ocurre con mayor facilidad en puntos de tensión.

H

EC R E D

Cromatografía de gases: Método cromatográfico de separación, en el cual una mezcla gaseosa de sustancias vaporizadas se separan en sus componentes, pasando la mezcla a través de una columna de material de empaque.

Deshidratación: proceso en el cual se emplea para eliminar el agua presente en un proceso químico.

Fraccionamiento: Separación de una mezcla en etapas sucesivas, en las cuales, se separa de la mezcla cierta porción de una de las sustancias. Gas asociado: Gas natural encontrado en asociación con petróleo en un yacimiento, ya sea disuelto en el aceite o como una capa arriba del petróleo. Gas húmedo: Gas con contenido de hidrocarburos licuables a temperatura y presión ambiente. Gas con contenido de vapor de agua.

Gas licuado de petróleo (GLP): Se conoce como GLP a una mezcla en diferentes proporciones de dos componentes del gas natural, propano y butanos, los cuales se encuentran en forma gaseosa a temperatura ambiente y presión atmosférica, pero pueden licuarse si se reduce la temperatura a -43 ºC. El GLP, se transporta y almacena en forma líquida. Debido a su alto

52

Marco Teórico

poder calorífico, es uno de los combustibles de mayor importancia para el uso industrial y doméstico.

Gas natural: Se denomina gas natural al formado por los miembros mas

S O D A ERV

volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de etano, propano y butano, y finalmente

S E R OS

puede

contener cantidades muy pequeñas de compuestos mas pesados.

H C E R DEGas sin contenido de hidrocarburos licuables a temperatura y Gas seco: presión ambiente.

Hidrato: Los hidratos son cristales formados por hidrocarburos y agua libre bajo condiciones de presión y temperatura muy particulares según la composición molecular del gas natural. Son compuestos sólidos en forma de cristales con apariencia de nieve.

Hidrocarburo:

Compuesto

orgánico

consistente

exclusivamente

en

elementos de carbono e hidrógeno, obtenido principalmente del petróleo, gas, alquitrán de hulla, carbón y fuentes vegetales.

Líquidos del gas natural (LGN): Estos componentes del gas natural son líquidos a temperatura y presión normal y pueden ser fácilmente extraídos en su forma liquida. Los líquidos del gas natural pueden ser clasificados acorde con su presión de vapor como líquidos de presión de vapor baja, intermedia y alta

(condensados,

gasolina

natural

y

gas

licuado

de

petróleo

respectivamente). El metano y etano no son clasificados como líquidos del gas natural y pueden ser licuados a bajas temperaturas, pero el propano, butano, pentano, hexano y heptanos son licuados fácilmente.

53

Marco Teórico

Planta compresora: Es la unidad encargada de recibir el gas producido en las estaciones a baja presión, elevándolo a una presión adecuada para lograr el funcionamiento eficiente del sistema de levantamiento artificial por gas.

S O D A ERV

Propano (C3): De formula (C3H8), es un componente de cadena parafínica de peso molecular 44.097 gr/mol. Es el delimitador de los productos, los

S E R OS

cuales, se separan del gas con relativa facilidad. Junto al butano, es el

H C E R DoEpara el movimiento de vehículos, en sustitución de la gasolina. doméstico principal integrante del GLN, el cual, es vendido en bombonas para uso

El término incluye todos los productos cubiertos por las especificaciones de la GPA para el propano comercial.

Simulación: La simulación trata con el estudio de sistemas (dinámicos) en el tiempo. Inventarios, colas, programación y pronósticos sirven como buenos ejemplos. Los modelos de simulación se diseñan para hacer un muestreo de las características del sistema al cual representan “observando” el sistema de tiempo y subsecuentemente, recolectando información pertinente.

54

Marco Metodológico

CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO

Tipo de investigación

S O D A Selltiz y Jahoda citados por Ramírez (1999),Rdefine V las investigaciones E S E precisión, de las características de descriptivas “como la descripción, S con R mayor O o grupos”. Asimismo, Méndez (1995); Hsituación C un determinado individuo, E R E D menciona a este tipo de “información ocupada de la descripción de los procesos y El estudio se ubicó dentro de las investigaciones de tipo descriptivo, para

de la descripción de las características que identifica a diferentes elementos y componentes, cuyo propósito es la delimitación de los hechos”. (pág.125).

En el estudio realizado se analizaron cada una de las variables (producción de líquidos del gas natural), describiendo las características de operación y analizando diferentes parámetros para la determinación de la eficiencia operacional de los diferentes equipos pertenecientes a este proceso, a través, de la comparación de éstas variables con los parámetros de diseño.

El propósito de esta investigación fue estudiar el proceso d refrigeración mecánica mediante la utilización de la válvula Joule-Thomson, y comparar los porcentajes de recuperación de LGN con cada una de las muestras de gas natural de varias regiones del país.

Hernández Fernández, 1998; expresa a todas las investigaciones descriptiva aquellas enfocadas en “buscar especificar las propiedades importantes de personas, grupos, comunidades o cualquier otro fenómeno

sometido a

análisis; miden o evalúan diversos aspectos, dimensiones o componentes del fenómeno por investigar. Desde el punto de vista científico describir es medir, esto es, en un estudio descriptivo se selecciona una serie de variables y se mide cada

56

Marco Metodológico

una de ellas independientemente, para así (válgase la redundancia) describir lo investigado”.

Según lo expuesto anteriormente se define como una investigación descriptiva debido a la descripción realizada de como se recuperan los líquidos

S O D A ERV

del gas natural mediante un proceso de refrigeración mecánica con la válvula

S E R OS

Joule-Thomson.

H

EC R E D

Diseño de la investigación

Los estudios de campo se basan en datos primarios, obtenidos directamente de la realidad. Según, Sabino (2000) esta investigación “permite cerciorar al investigador de las verdaderas condiciones para conseguir los datos, posibilitando su revisión o modificación en el caso de surgir dudas respecto a su calidad. Estos, en general, garantizan un mayor nivel de confianza para la información obtenida” (pag.112).

Las investigaciones de campo consisten en la recolección de datos directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar variable alguna. Arias (1997, Pág.50).

Hernández,

Fernández

y

Bastida

(1998

pág.193),

expresan

“las

investigaciones no experimentales, son investigaciones sistemáticas y empíricas en donde las variables no se manipulan porque ya sucedieron, y las diferencias sobre las relaciones entre variables se realizaron sin intervención o influencia directa, y dicha relaciones se observan como se ha dado en su contexto natural. De igual forma, plantean los estudios transaccionales descriptivos tienen como objeto indagar la incidencia y valores a manifestar en una o mas variables”.

Sabino (1992) define el diseño de la investigación como “métodos a emplear cuando los datos de interés se recogen en forma directa de la realidad

57

Marco Metodológico

mediante el trabajo del investigador, y son usualmente llamados primarios al ser datos de primera mano, originales, producto de la investigación en curso, sin intermediación de ninguna naturaleza” Sabino,(pág.89)

Para Arias (1999) “una investigación consiste en la caracterización de un

S O D A comportamiento”, mientras Babaresco (1994) opinaR “una V investigación descriptiva E S Easpectos a conocer y de los cuales se R cuando va mas a la búsquela de aquellos S O en describir y analizar sistemáticamente H C puede obtener respuesta, consiste E R E D características homogéneas de los fenómenos estudiados sobre la realidad” hecho, fenómenos o grupos con el fin de establecer su estructura o

Esta investigación fue catalogada del tipo de campo, porque los datos estudiados del proceso de producción de líquidos de la corriente de gas natural mediante la refrigeración mecánica, se obtuvieron directamente de la Planta de tratamiento de gas natural del Complejo Petroquímico El Tablazo.

Población y muestra.

A continuación se hace referencia a dos aspectos muy importantes en el desarrollo de la investigación, tales como: la población y la muestra objeto de estudio

La población o universo se refiere al conjunto para el cual serán validas las conclusiones obtenidas al final de la investigación: a los elementos o unidades (personas, instituciones o cosas).

La muestra es un “subconjunto representativo de un universo o población”. (Morles, 1994, pág.54).

58

Marco Metodológico

Para esta investigación se utilizo como población el gas natural de la región occidente, utilizado como materia prima en la industria petrolera, la muestra escogida fue tomada en la alimentación de las plantas de gas natural en el Complejo Petroquímico El Tablazo.

S O D A ERV

Fuentes e Instrumentos de recolección de datos.

S E R OS

H C E R DE recolectar la información” (Méndez, 1997.pág.42).

“Las fuentes son hechos o documentos en donde acude el investigador,

permitiéndole obtener información”, y “las técnicas son los medios empleados para

“Los instrumentos son los medios materiales empleados para recoger y almacenar la información” (Arias, 1997.pág.55).

•

Contacto con personas relacionadas al objeto en estudio:

Este fue uno de los recursos técnicos necesarios para emprender un tipo de investigación, al conocer diferentes opiniones o sugerencias de los ingenieros de cada área acerca del objeto de estudio es sin duda, indispensable; a través de ellos, se pudo conocer la naturaleza de los problemas ocasionados por el agua en el sistema de tratamiento de gas natural y las consecuencias generadas por los mismos. •

Visitas:

Estas constituyeron una de las técnicas aplicadas, la cual consistió en observar cuidadosamente, durante visitas programadas a la planta, su funcionamiento y cada una de sus partes y componentes.

59

Marco Metodológico

Proceso de la investigación:

El proceso utilizado para esta investigación se estableció de una manera flexible para el desarrollo total de la misma y de acuerdo a los objetivos específicos planteados.

S E R OS

H

S O D A ERV

El proceso para la elaboración de esta investigación se definió de la

EC R E D

siguiente manera:

Tabla 3. Fases de la investigación. Simular la alimentación del gas natural de la planta de Fase I

refrigeración mecánica utilizando HYSYS, tratando de lograr optimización del proceso. Comparar los resultados obtenidos de la simulación de

Fase II

la planta en Occidente con los resultados de las simulaciones

del

gas

de

Oriente

libre,

Oriente

Asociado y Guárico Libre. Fuente: Pernía-Urdaneta, 2005

60

Marco Metodológico

Fase I. Simular la alimentación del gas natural de la planta utilizando HYSYS, tratando de lograr optimización del proceso. Esta etapa se desarrolló mediante varias actividades, como las consultas a fuentes de información: •

•

S O D A Recorrido por la planta donde se recopilóR laV información necesaria para E S Eobtuvimos la cromatografía del gas y R llevar a cabo estudios posteriores, S HO C otros parámetros. E DER Adicionalmente se realizó un proceso de deshidratación para eliminar el agua líquida del gas, de esta manera obtenemos un gas mas adecuado para llevarlo al proceso de refrigeración mecánica.

•

Toda esta información recopilada es necesaria al momento de introducir los valores para llevar a cabo la simulación del proceso de la planta de refrigeración.

61

Marco Metodológico

Fase II. Comparar los resultados obtenidos de la simulación del proceso de la planta en occidente con los resultados de la simulación con el gas de Oriente libre, Oriente asociado y Guarico libre. •

Luego de obtener los resultados de la simulación de la Fase I se

S O D A V libre. gas de Oriente libre, Oriente asociado y Guarico R E S E R S HO C E Mediante R estas comparaciones se logrará conocer en que parte del país DE compararán con las simulaciones realizadas con las composiciones del

•

de acuerdo a las composiciones del gas es más efectiva la extracción de líquidos del gas natural. •

Posteriormente se conocerá el porcentaje de recuperación de líquidos con la utilización de la válvula Joule - Thomson con cada una de las corrientes de gas del país.

62

Análisis de Resultados

CAPITULO IV. ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS.

FASE I. Realizar simulaciones y estudio de corrientes en un proceso de refrigeración mecánica.

S O D A V R E Información de las Propiedades del Fluido. S E R S HO C E R análisis cromatográficos del gas más recientes, se obtuvo Utilizando DElos la información de las propiedades del fluido en cuanto a las propiedades físicas y termodinámicas de los mismos.

Dichos análisis son muestras de las mezclas originales obtenidas de las Estaciones de PEQUIVEN, tomados a la descarga de sus respectivas plantas de compresión, los cuales fueron realizados en base seca.

Información de las Condiciones Actuales de la Planta. Esta etapa se basó en la búsqueda de los datos y características de operación de cada uno de los equipos existentes, para ello se elaboró un diagrama de flujo de los sistemas, identificando todos los equipos y condiciones de presión y temperatura; así como las corrientes de proceso.

Bases y Premisas de Diseño.

Se definieron los lineamientos a utilizar en el diseño del proyecto. Esta información se define en base a las normas y estándares aprobados en el área y se describe a continuación:

64

Análisis de Resultados

•

El proceso seleccionado para cualquier opción debe ser lo mas simplificado posible con la menor cantidad de equipos de proceso y auxiliares.

•

El proceso a analizar para la planta de extracción de líquidos es: Mediante la Válvula Joule-Thomson,

•

•

S O D A V requerida por la nueva caso de no poder ser suplida la cargaR total E S E R planta no pueda ser suplida por ENELVEN. S HO C E R LosEInventarios de productos químicos deberán ser mínimos a fin D

La fuente de generación deberá usar gas como combustible, en el

de evitar pérdidas potenciales al ambiente.

•

Se realizará la simulación de la planta para establecer las caracterizaciones del proceso.

Lista de Equipos.

Se generó la lista de equipos en base a la información obtenida en los balances de masa y los diagramas de flujo del proceso. En ella se sintetizan las características más importantes de los equipos pertenecientes a los esquemas evaluados, los cuales son reportados en un formato elaborado durante la ejecución de este proyecto.

Equipos de la Planta de Deshidratación •

Enfriador de gas a deshidratación (E-103)

•

Separador Trifásico Horizontal (V-103).

•

Deshidratador Con Tamiz Molecular.

•

Bomba centrifuga un par.

65

Análisis de Resultados

Equipos de la Planta de Refrigeración •

Bombas Centrífugas 3 pares.

•

Separador entrada a planta.(V-100)

•

Intercambiador Gas-Gas(E-100)

•

Intercambiador Gas-Líquido.(E-101)

•

Chiller.(E-102)

•

Separador Condensado.(V-101)

•

Válvulas Joule-Thomson.(VLV-100)

•

Separador Vertical.(V-102)

S

HO C E ER

D

S O D A V R E S RE

Desarrollo de las Simulaciones.

Se efectuó la evaluación técnica pertinente en términos de utilizar el diseño más preciso, por medio de la simulación de los procesos utilizando el paquete comercial HYSYS versión 3.0.1, el cual incluye los mecanismos de enfriamiento antes mencionados. A continuación se indica la metodología seguida para desarrollo la simulación de procesos, y se detallan en los apartados siguientes

Preparación del Gas de Alimentación a la Planta. Como primer paso para la definición del proceso en la Planta de Extracción de Líquidos se llevó a cabo la caracterización de la mezcla de hidrocarburos, reproduciendo los datos composicionales reportados en los

66

Análisis de Resultados

análisis cromatográficos revisados. Para tal fin es necesario realiza la saturación del gas de alimentación con agua, para reproducir las condiciones reales del yacimiento. Tabla 4: Composición de la Alimentación. COMPONENTE

% Mol

PM

0,00000

34,000

0.08757

30,070

Propano

0.05060

44,097

iso-Butano

0,00949

58,123

n-Butano

0.01939

58,123

iso-Pentano

0,00623

72,150

n-Pentano

0,00692

72,150

Hexanos

0,00532

84,000

Heptanos

0,00213

96,000

Octanos

0,00051

107,000

Nonanos más

0,00002

121,000

1

21,86

S O D A V44,010 0.13175 R E S E 0.22122 28,013 R S O H 0.77647 16,043

Sulfuro de hidrogeno Dióxido de carbono Nitrógeno

EC R E EtanoD Metano

Total…………………………..

Fuente: Complejo Petroquímico El Tablazo. (2005)

Análisis del Proceso de Recuperación de Líquidos del Gas Natural.

El gas que se alimenta a la planta de refrigeración mecánica proviene de producción a campo, el cual se encuentra disponible a P= 1000 psig y una temperatura T= 120 °F; este gas se encuentra saturado con agua, como el proceso requiere el uso de temperatura inferiores al punto de congelación de estas, es necesario someter el gas a un proceso de deshidratación previo a tal fin se le da uso a un sistema de absorción mediante tamiz molecular. Este proceso de separación mediante un tamiz molecular requiere la presencia de un enfriador (E-103) en el cual se lleva el gas a una temperatura de 15 °C valor óptimo para el proceso de deshidratación, la fracción de líquido formado

67

Análisis de Resultados

durante el enfriamiento del gas es removido mediante un separador (E-103) y los mismos son dirigidos a una sección de estabilización. El gas pasa por el deshidratador donde se remueve el 99% del agua contenida en el gas.

Una vez deshidratado el gas el mismo es llevado hacia una planta recuperadora de LGN, se dispone a la entrada un separador (V- 100), cuya

S O D A V R sección de deshidratación. El gas proveniente del (V-100) se divide en 2 E S E R S corrientes principales el 85% del gas es llevado a un intercambiador gas-gas HO C E R pasa por los tubos para ser enfriado con el gas frío donde el gas DdeEproceso función es retener cualquier arrastre de sólidos y de líquido provenientes de la

proveniente del separador de condensado (V-101).El 15 % del gas restante es llevado al (E-101) o intercambiador gas –líquido, el cual se enfría al pasar por los tubos mediante transferencia de calor con corriente bifásica proveniente de la válvula Joule-Thomson (VLV-100); una vez enfriada las dos corrientes de

gas previamente separadas son unidas para conducirlas hacia el enfriador con propano Chiller (E-102) donde el gas se enfría mediante un intercambio de calor con sistema cerrado de refrigeración con propano como refrigerante; durante este intercambio de calor se condensa una porción importante de los líquidos contenidos en el gas natural alimentado a planta . La mezcla líquido vapor es llevada al separador de condensado (V-101), donde la corriente gaseosa se lleva a un intercambiador gas- gas (E-100) de este modo se caliente mediante un intercambio de calor con el gas alimentado a planta, en el cual el gas va a ser calentado hasta una especificación de temperatura de 10°C de modo así puede ser llevado al sistema de distribución de gas de venta.

La corriente líquida proveniente del condensado (V-101) se lleva a una válvula Joule-Thomson cuya función es enfriar esta corriente mediante expansión isoentálpica hasta una presión de 10.7 bar. (155.19psi), presión requerida para llevar esta corriente de líquido a recuperarlo en la planta hasta la planta estabilizadora LGN, la cual esta fuera de alcance de este trabajo; esta corriente la mas fría de todo el proceso en donde se encuentran los líquidos a recuperar, siendo así conducida hacia el intercambiador gas –líquido para aprovechar la baja temperatura y preenfriar el gas alimentado a planta.

68

Análisis de Resultados

Finalmente la corriente bifásica (vapor- líquido) es llevada a un depurador de líquido para retirar el gas libre y enviar los líquidos hacia la planta estabilizadora del LGN. El gas obtenido en el separador (V-102) por tener una presión menor al gas de venta es necesario llevarlo a un sistema de recomprensión booster (K-101) para luego llevar al gas al sistema de gas de venta.

S O D A V R Figura 4: Planta de Refrigeración Mecánica con la Válvula J-T E S E R S HO C E DER

Fuente: Pernía – Urdaneta, (2005)

69

Análisis de Resultados

Tabla 5: Composición del Gas de PEQUIVEN “Complejo Petroquímico el Tablazo- Occidente”, Después de Pasar a Través de la Válvula J-T

COMPONENTES Sulfuro de hidrogeno

0

Dióxido de carbono

0,015861

Nitrógeno

S 0,163584 E R OS

H

C E R E iso-Butano D Propano

S O D A RV E0,507378 0,006421

Metano Etano

Fracción molar

0,153127

0,032912

n-Butano

0,067803

iso-Pentano

0,019616

n-Pentano

0,020317

Hexanos

0,010318

Heptanos

0,002358

Octanos

0,000295

Nonanos más

0,000008

Fuente: Pernía-Urdaneta (2005)

Estimación de la Recuperación de C3+ .

Una vez obtenidos los resultados de estas simulaciones, se procedió a comparar la desviación de estos con respecto a los datos más importantes de diseño y sobre la base de esto, se seleccionó la ecuación de estado que presente menores valores de desviación si se da el caso, con respecto a la ecuación anterior seleccionada.

Se discutieron los resultados obtenidos en las simulaciones y se seleccionó la opción con mayor recuperación de C3, se determinaron los principales parámetros del proceso y se definió la infraestructura necesaria para implementar este esquema.

70

Análisis de Resultados

Adicionalmente para este proceso requiere de los siguientes servicios. •

Vapor de media presión 13 bar.(188.55 psi) para la regeneración del lecho de secado.

•

S O D A V R E S RE

Sistema cerrado de refrigeración mecánica con propano. para los requerimientos de enfriamientos del acondicionador de gas a deshidratación (E-102, E-103).

•

S

HO C E ER

Vapor de alta presión 40 bar (580.15 psi) para impulsar el gas mediante las

D

turbinas compresoras de refrigeración y recompresión de gas. •

Sistema de recompresión booster con su enfriador de gas de descarga asociados.

Tabla 6: Porcentajes de Recuperación de Propano en el Gas de Varias Regiones del País.

ALIMENTACIÓN

LGN

(Kg/h)

(Kg/h)

% RECUPERACIÓN

14932

6721,6

45

ORIENTE LIBRE

8526

2086,9

24,47

ORIENTE ASOCIADO

15660

7683,1

49

GUARICO LIBRE

3809,6

135,24

3,54

COSTA AFUERA

7695,4

929,34

12,03

REGIONES DEL PAÍS OCCIDENTE (PEQUIVEN)

Fuente: Pernía- Urdaneta. (2005)

71

Análisis de Resultados

FASE II. Comparación de los Resultados Obtenidos de la Simulación del Proceso de la Planta en Occidente con los Resultados de la Simulación con el Gas de Oriente Libre, Oriente Asociado, Costa afuera libre y Guarico Libre.

S O D A Vmecánica con la válvula R Para la simulación de la planta de refrigeración E S E R S Joule-Thomson se tomaron O distintas composiciones de gas natural de Hlas C E varias regiones DEdelRpaís (Occidente, Oriente Libre, Oriente Asociado, Guárico Libre y Costa Afuera).

Para simular la zona de occidente se trabajó con un flujo molar total de 7543 Kgmol/hr (equivalente a 160 MMSCFD) de los cuales 6050.57 Kgmol/hr eran metano (80,22% molar), se alimentó a una temperatura de 17 ºC, por provenir de un proceso de deshidratación mediante tamiz Molecular, a una presión de 6826 Kpa, este gas tiene un peso molecular promedio de 21.86. (Ver Tabla Nº 2)

Del flujo total se obtuvieron los siguientes resultados después del paso del líquido proveniente del Separador de Condensados (V-101) por la válvula J - T mediante la cual se alcanzó por expansión iso-entálpica una presión de 1069 kpa y una temperatura de -65,87 ºC. Antes de la válvula el flujo se encuentra totalmente en fase líquida, debido a la expansión provocada por la válvula J – T se forman una corriente bifásica donde el 49,5% molar de la corriente se encuentra como vapor. En estas condiciones en la corriente líquida hay un total de 169,4 Kgmol/h de propano disponible, sin embargo, como esta corriente se calienta al pasar por el intercambiador de calor E-101 (Intercambiador Gas - Líquido)

parte del propano disponible se evapora

quedando finalmente 152,4 Kgmol/h, cantidad que representa el 45% del propano disponible en la alimentación al proceso.

72

Análisis de Resultados

Los LGN recuperados del gas de occidente se encontraron a una temperatura de -37,40 ºC y una presión de 999,7 Kpa, logrando un 45 % de recuperación con la válvula J-T. (Tabla 4) Los requerimientos energéticos del proceso para lograr la recuperación del 45% del propano son los siguientes:

S O D A V R E • Intercambiador GAS – GAS S (E-100)………...1, 48e7 KJ/h. E R S– LÍQUIDO (E-101)……2, 62e6 KJ/h. O • Intercambiador GAS H C RE • E Recompresor de Gas………………………….3, 75e6 kJ/h. D •

Intercambiador…. (E-103)…………………….1, 92e7 KJ/h.

El gas de venta obtenido fué de 7075 Kgmol/hr a una temperatura de 11,92 ºC y una presión de 6688 Kpa, el mismo posee un valor calorífico (LHV) 8,70e5 KJ/Kgmol.

Todas las corrientes restantes de gas natural fueron introducidas a la misma planta de refrigeración mecánica, bajo las mismas condiciones de operación y en los mismo equipos que la conforman, lográndose así un porcentaje de recuperación de propano del 49% en el gas de Oriente Asociado siendo este el más recomendado para procesos de extracción de líquidos, un 24.80 % de recuperación del propano en el gas natural de Oriente libre, un 12% en el gas de Costa afuera y por último se estudió el comportamiento del proceso con el gas de Guarico libre con un 3.54%, resultando ser el menos indicado para estos procesos de recuperación de propano, debido a que implicaría elevados costos para la planta debido a la necesidad de llevar a los equipos a operar a muy bajas temperaturas para lograr así

recuperar un

porcentaje mayor de dichos LGN, así como también seria muy difícil y costoso el procesamiento y almacenamiento de los mismos.

73

Análisis de Resultados

Figura 5: Recuperación de LGN en Distintas Regiones del País

Porcentaje de recuperación

60%

D

40%

S

HO C E ER

50%

S O D A V R E S RE

30% 20% 10% 0% Oriente Occidente Asociado

Oriente libre

Costa Afuera libre

Guarico libre

Regiones del pais

Fuente: Pernía- Urdaneta, (2005)

A parte de los resultados de las simulaciones se realizaron ajustes para determinar las temperaturas necesarias para recuperar más propano en las opciones donde el porcentaje era bajo, arrojando como resultado las siguientes temperaturas:

Para el gas de Costa Afuera -48.9 ºC, Oriente Libre -37.40 ºC, y Guárico Libre una temperatura de -80ºC, con estas temperaturas se lograría un 45% de recuperación de propano con la misma planta de refrigeración.

74

Análisis de Resultados

Figura 6: Composición del Gas de Occidente (PEQUIVEN)

S

HO C E ER

D

S O D A V R E S RE

Dióxido de carbono Nitrógeno Metano Etano Propano iso-Butano n-Butano iso-Pentano n-Pentano Hexanos Heptanos Octanos Nonanos más

Fuente: Martínez M. (1.995)

Tabla 7: Composición del Gas de Occidente PEQUIVEN Composición

Alimentación (%Mol)

Después de la válvula J-t (%Mol)

LGN (%Mol)

Sulfuro de hidrogeno

0

0

0

Dióxido de carbono

0,013

0,015

0,009

Nitrógeno

0,023

0,006

0

Metano

0,802

0,507

0,092

Etano

0,085

0,163

0,202

Propano

0,044

0,153

0,325

iso-butano

0,007

0,032

0,077

n-butano

0,014

0,067

0,162

iso-pentano

0,003

0,019

0,047

n-pentano

0,003

0,02

0,049

Hexanos

0,001

0,01

0,025

Heptanos

0

0,002

0,005

Octanos

0

0

0

Nonanos más

0

0

0

Total 1 Fuente: Pernía- Urdaneta (2005)

1

1

75

Análisis de Resultados

Figura 7: Composición del Gas en Guárico Libre

S

HO C E ER

D

S O D A V R E S Dioxido de carbono RE Metano Etano Propano iso-Butano n-Butano iso-Pentano n-Pentano Hexanos Heptanos

Fuente: Martínez M. (1.995)

Tabla 8: Composición del Gas de Guárico Libre Composición

Alimentación (%Mol)

Después de la válvula (%Mol)

LGN (%Mol)

Sulfuro de hidrogeno

0

0

0

Dióxido de carbono

0,04

0,05

0,007

Nitrógeno

0

0

0

Metano

0,908

0,456

0,456

Etano

0,026

0,06

0,06

Propano

0,01

0,07

0,07

iso-butano

0,003

0,047

0,047

n-butano

0,001

0,029

0,029

iso-pentano

0,002

0,066

0,066

n-pentano

0,001

0,049

0,049

Hexanos

0,002

0,089

0,089

Heptanos

0,001

0,08

0,08

Octanos

0

0

0

Nonanos más

0

0

0

Total 1 Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)

1

1

76

Análisis de Resultados

Figura 8: Composición del Gas Costa Afuera Libre

S

HO C E ER

D

S O D A V R E S RE

Dióxido de carbono Nitrógeno Metano Etano Propano iso-Butano n-Butano iso-Pentano n-Pentano Hexanos Heptanos

Fuente: Martínez M. (1.995)

Tabla 9: Composición del Gas de Costa Afuera Libre

Composición

Alimentación (%Mol)

Después de la válvula (%Mol)

LGN (%Mol)

Sulfuro de hidrogeno

0

0

0

Bióxido de carbono

0,002

0,002

0

Nitrógeno

0,001

0

0

Metano

0,905

0,494

0,05

Etano

0,05

0,112

0,067

Propano

0,021

0,212

0,185

iso-butano

0,004

0,036

0,08

n-butano

0,006

0,077

0,183

Iso-pentano

0,002

0,045

0,121

n-pentano

0,001

0,032

0,089

Hexanos

0,001

0,038

0,11

Heptanos

0,001

0,038

0,111

Octanos

0

0

0

Nonanos más

0

0

0

1

1

Total

1

Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)

77

Análisis de Resultados

Figura 9: Composición del Gas de Oriente Libre

S

HO C E ER

D

S O D A V R E S RE

Dióxido de carbono Nitrógeno Metano Etano Propano iso-Butano n-Butano iso-Pentano n-Pentano Hexanos Heptanos

Fuente: Martínez M. (1.995)

Tabla 10: Composición del Gas de Oriente Libre Alimentación Composición (%Mol) Sulfuro de hidrogeno 0 Dióxido de carbono 0,125 Nitrógeno 0,001 Metano 0,773 Etano 0,057 Propano 0,024 iso-butano 0,004 n-butano 0,005 iso-pentano 0,002 n-pentano 0,001 Hexanos 0,001 Heptanos 0,002 Octanos 0 Nonanos más 0 Total 1 Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)

Después de la válvula (%Mol) 0 0,175 0 0,554 0,106 0,076 0,019 0,024 0,013 0,009 0,008 0,012 0 0 1

LGN (%Mol) 0 0,199 0 0,133 0,197 0,211 0,056 0,073 0,04 0,026 0,024 0,037 0 0 1

78

Análisis de Resultados

Figura 10: Composición del Gas de Oriente Asociado

S CHO

ERE

D

S O D A V R E S RE

Dióxido de carbono Nitrógeno Metano Etano Propano iso-Butano n-Butano iso-Pentano n-Pentano Hexanos Heptanos

Fuente: Martínez M. (1.995)

Tabla 11: Composición del Gas de Oriente Asociado

Composición

Alimentación (% Mol)

Después de la válvula (%Mol)

LGN (%Mol)

Sulfuro de hidrogeno

0

0

0

Dióxido de carbono

0,125

0,175

0,199

Nitrógeno

0,001

0

0

Metano

0,773

0,554

0,133

Etano

0,057

0,106

0,197

Propano

0,024

0,076

0,211

iso-butano

0,004

0,019

0,056

n-butano

0,005

0,024

0,073

iso-pentano

0,002

0,013

0,04

n-pentano

0,001

0,009

0,026

Hexanos

0,001

0,008

0,024

Heptanos

0,002

0,012

0,037

Octanos

0

0

0

Nonanos más

0

0

0

Total 1 Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)

1

1

79

Análisis de Resultados

Tabla 12: Temperaturas de la Válvula Joule - Thomson Temp.(ºC)Corriente 11 Área -37,4 Oriente Libre -29,17 Oriente Asociado -29,17 Occidente -29,17 Guárico -29,17 Costa Afuera Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)

S

HO C E ER

D

Temp.(ºC)Corriente Caída de Presión (kpa) 12 -82,71 5688 -71,9 5688 -65,87 5688 -59,92 5688 -56,26 5688

S O D A V R E S RE

Se determino la producción en barriles por día a condiciones estándar del liquido recuperado (C3), para cada región tabla 13, para obtener un estimado de la producción de propano en cada región del país.

Tabla 13: Producción de Propano en cada Región del País. PRODUCCÓN DE PROPANO (BBL/d).EN DISTINTAS REGIONES DEL PAÍS REGIÓN FLUJO TOTAL (BBL/d) 2.003 OCCIDENTE 1.143 ORIENTE LIBRE 2.289 ORIENTE ASOCIADO 71 GUÀRICO LIBRE 277 COSTA AFUERA LIBRE 5.783 TOTAL Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)

80

Conclusiones

CONCLUSIONES. Se evaluó el sistema de refrigeración mecánica con un flujo máximo de 160.000 MMPCED, de esta manera en base a los resultados se derivan las siguientes conclusiones:

S O D A Thomson fue más eficiente con la alimentación del V gas de Oriente Asociado, R E S E en el orden de 2289 BBL/ d, en el con una cantidad de producción de propano R S HOprodujo unos 2003 BBL/ d, Oriente Libre unos C gas de Occidente (PEQUIVEN) E ER gas de Costa Afuera Libre 277 BBL/ d y por ultimo Dalimentando 1143 BBL/ d, • La planta de Refrigeración Mecánica con la Válvula Joule-

con la menor tasa de producción de propano Guárico Libre con 71 BBL/ d. • La planta de Refrigeración Mecánica con Válvula Joule-Thomson arrojó los siguientes porcentajes de recuperación de líquidos del gas natural: En Oriente Asociado con un 49 %, en Occidente Asociado un 45 %, para Oriente libre 24.47 %, Costa Afuera 12.03 % y por ultimo con el menor porcentaje se situó

Guárico Libre con 3.54 % de LGN recuperados en la

misma planta con diferentes alimentaciones.

82

Recomendaciones

RECOMENDACIONES.

•

Técnicamente se recomienda el uso del proceso de refrigeración mecánica para la implantación de la planta de extracción de líquidos, debido a su alta eficiencia, bajos requerimientos de energía y servicios

S O D A V R E S RE

adicionales, por su factibilidad técnica y alta recuperación de GLP muy rico en propano (45%). •

OS H C E Se recomienda DER el estudio de varios procesos de refrigeración mecánica

tales como: turbo expansión o ciclo externo, sustituyendo la válvula Joule- Thomson, de manera de hacer un mejor uso de la energía disponible. •

Realizar un estudio técnico económico de la venta del gas residual con más detalles, costos donde se evalúen las distintas alternativas del proceso. una entrada extra representaría una fuente de ingreso hacia nuestra planta.

83

Bibliografia

BIBLIOGRAFÍA.

TEXTOS Y GUIAS:

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EWING, C y SALAZAR, J. “Evaluación del impacto de la presencia de

S O D A RVde GLP en un sistema E MORILLO, M. “Diseño de planta E de S extracción R de gas asociado”. La Universidad S O existente de compresión y trasmisión H C E R del Zulia. DEDivisión de Post-grado. 2004.

líquidos en líneas de distribución de gas de levantamiento de la unidad de explotación LAGOTRECO”. Universidad Rafael Urdaneta. 2003. •

PÁGINAS WEB: •

HIDRATOS DE GASES, 1999. www.goecities.com/collegpark/1306/hidra.htm

•

www.gas-training.com

•

www.geocoties.com

85

COMPLEJO PETROQUÍMICO EL TABLAZO

Composición de Gas de Entrada a Planta LGN I (Por Técnica de Cromatografía.)

S E R OS

H C E R E

Componente

% Mol

D

Sulfuro de Hidrogeno

0.0000

Dioxido de Carbono Nitrogeno Metano Etano Propano iso-Butano n-Butano iso-Pentano n-Pentano Hexanos Heptanos Octanos

1.3175 2.2122 77.6478 8.7575 5.0600 0.9492 1.9392 0.6239 0.6929 0.5329 0.2131 0.0511

Nonanos más

0.0027

GPM

PM

Dens. Líq (gm/cc)

S O D A ERV Condiciones de Muestreo

200 Ipcm 97°F

,8172

Características de la Muestra

,8086 ,2997 ,3558 ,5065 ,5623 ,5834 ,6241 ,6305 ,6850 ,7220 ,7450

This is Core Lab sampfe number 1626

2,337 1,391 ,310 ,610 ,228 ,250 ,206 ,089 ,023

44.010 28.013 16.043 30.070 44.097 58.123 58.123 72.150 72.150 84.000 96.000 107.00

,001

121 .00

,7640

Temperatura Critica ºR)...........................................

661,1 401,0

Peso Molecular Promedio

21,86

Gravedad Calculada del Gas (aire = 1.000

0,755

Presión

Critica

(Ipca)................................

Gas Gravity Factor, Fg............................................................... 1,1510 Super Compressibility Factor, Fpv at sampling conditions .......................................... 1,0185 Gas Z-Factor 0.964 at sampling conditions........................................... a 14.7 Ipca y 60°F

Propiedades de las Fracciones Pesadas Valor calorifico Bruto (BTU/pcn de Gas Seco)............................

1254

Valor calorifico Neto (BTU/pcn de Gas Seco)........................................

1138

GPM (C2+)...............................................................

5,445

GPM (C3+)...............................................................

3,108

Viscosidad del Gas (cps).........................................

0, 0111

Componentes

Heptanos más

.

0.2669

98.4

0,727

62,9

From: Standing, M.B., "Volumetric and Phase Behavior of 011 Field Hydrocarbon Systems., SPE (Dalias), 1977, 8th Eártion. Appendix 11.

Fecha de Muestreo: 15/01/05 RFL 03088

S

D

HO C E ER

S O D A V R E S RE