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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
               UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
              FACULTAD DE INGENIERIA QUIMICA
               ESCUELA DE INGENIERIA QUIMICA




                                         S
                                    VADO
                                ESER
           C HOS R
       DERE
SELECCION DE TECNOLOGIA PARA DESHIDRATACION DE GAS NATURAL
                 EN UNA PLANTA COMPRESORA



      TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PARA OPTAR AL TITULO DE
                     INGENIERO QUIMICO



                        PRESENTADO POR:

                BR. ARAQUE VERA, MIGUEL ANGEL
                         CI. 17.085.515




TUTOR ACADEMICO                                    TUTOR INDUSTRIAL
Ing. Carla Lopez                                   Ing. Andrés Parra




                   MARACAIBO, 6 DE JUNIO DE 2008
S
                                    VADO
                                ESER
              C HOS R
          DERE
    SELECCION DE TECNOLOGIA PARA DESHIDRATACION DE GAS NATURAL
                     EN UNA PLANTA COMPRESORA

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 
AGRADECIMEINTO


      A mis padres y familiares, por haberme brindado la oportunidad y el apoyo

para convertirme en un profesional.


      Al equipo de N&V, Ing. Andrés Parra, Ing. Ana Virginia Bolìvar, Ing. Carlos

Ewing, y al Ing. Jose Luis Gutierrez     por su preocupación, colaboración, y la
                                                 S
                                            VADO
                                        ESER
enseñanza que me dejaron en el desarrollo de esta investigación.

                      HOS R permitido formar parte de su gran equipo
      A N&V EREC por haberme
         D consultores,
que ejerce una excelente labor.


      A la Ing. Carla Lopez. Por haberme brindado su completo apoyo, en el área

de simulación, y dimensionamiento, de esta investigación


      A la Ing. Mónica Molero. Gracias a sus tutorías metodológicas y al interés

completo que le dio día a día a esta investigación.


      A todos los que directa o indirectamente ayudaron a la culminación de esta

investigación se los agradezco de todo corazón.




                                                           Muchísimas gracias…

                                                       Miguel Angel Araque Vera




                                         iii
DEDICATORIA


      A Dios todo poderoso, por darme la vida protegerme y guiarme por el buen

camino.


      A mi mama Milagros, por darme la vida, el         carácter, fuerza, y apoyo
                                                 S
                                            VADO
                                        ESER
incondicional para seguir adelante
                              R
                    HOS la vida, la inteligencia, la paciencia, la razón y
      A mi papaREC
         DE Rafael, por darme
el apoyo incondicional para culminar mis estudios


       A mis hermanos Rafael Enrique y Maritza Elena, por ser mis hermanos,

darme la astucia para defenderme cada día y que gracias a ellos soy lo que soy

hoy día.


      A todos mis familiares, amigos y a todos aquellos que de una u otra manera

pudieron influenciarme en la culminación de mi carrera y mi investigación




                                                           Esto es para ustedes…

                                                        Miguel Angel Araque Vera




                                        iv
ÍNDICE GENERAL



                                                                                                                  Pág.

AGRADECIMIENTOS ...................................................................................... iii
DEDICATORIA ................................................................................................ iv
ÍNDICE GENERAL........................................................................................... v
ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................ vii
                                                                  S
                                                             VADO
ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................................... viii

                                                         ESER
RESUMEN ...................................................................................................... ix

                     HOS R
ABSTRACT ...................................................................................................... x
                   C
               DERE
INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1


CAPÍTULO I. FUNDAMENTACIÓN


1. Planteamiento y Formulación del Problema.................................................                      5
2. Objetivo de la Investigación .........................................................................         8
   2.1. Objetivo General....................................................................................      8
   2.2. Objetivos Específicos ............................................................................        8
3. Justificación de la Investigación ...................................................................          8
4. Delimitación de la Investigación ...................................................................           9
4.1. Delimitación Espacial ................................................................................       9
4.2. Delimitación Temporal ..............................................................................         9


CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO


1. Descripción de la Empresa ..........................................................................          11
2. Antecedentes de la Investigación.................................................................             15
3. Bases Teóricas ............................................................................................   20
    3.1. Naturaleza de Gas Natural y Composición Química............................                             20
     3.2. Compresión del Gas ...........................................................................         24
     3.3. Contenido de Agua en Gas Natural ....................................................                  29
     3.4. Problemas que representa la presencia de Agua en Gas Natural ......                                    31
    3.5. Inhibidores de Hidratos .......................................................................         34
     3.6. Sistema deshidratación de Gas Natural.............................................                     37
     3.7. Simuladores Comerciales ...................................................................            57
4. Mapa de Variable .........................................................................................    62
5. Definición de Términos Básicos ...................................................................            63

                                                          v
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO

3.1 .Tipo de Investigación ................................................................................         71
3.2.. Diseño de la Investigación .......................................................................            72
3.3. Población ..................................................................................................   73
3.4. Técnicas de Recolección de Datos ...........................................................                   74
3.5. Fase de la Investigación............................................................................           74



                                                                                      S
CAPÍTULO IV. RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN

                                                             R    VADO
                                          RESE
1. Análisis e Interpretación de los resultados. .................................................. 108
                                   S
            DER       ECHO
CONCLUSIONES ............................................................................................ 137
RECOMENDACIONES .................................................................................... 140
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS................................................................ 141




                                                            vi
ÍNDICE DE TABLAS



1. Composición Típica de Gas Natural............................................................. .24
2. Propiedades Físicas de Inhibidores de Formación de Hidratos ................... .36
3. Propiedades Típicas de Desecantes Sólidos ............................................... .42
4. Porcentaje de ácidos en la mezcla............................................................... .77
5. Características de Desecante ...................................................................... 104

                                                                                                   S
                                                                               VADO
6. Propiedades Físicas de la Regeneración..................................................... 108
                                                                          R
                                                       RESE
7. Formato de Matriz de Evaluación para Sistemas de deshidratación de gas
                                                S
             DER            ECHO Descarga Planta Compresora.................... 115
natural .............................................................................................................. 112
8. Especificación de Corriente de
9. Composición en Base Seca ......................................................................... 116
10. Composición en Base Húmeda.................................................................. 117
11. Intercambiador de calor Glicol Rico/Glicol Pobre ...................................... 120
12. Intercambiador de calor Glicol Pobre /Glicol Rico ...................................... 121
13. Intercambiador de Gas/Glicol Regenerado ................................................ 121
14. Columna de Absorción ............................................................................... 121
15. Columna de Regeneración (estándar) ....................................................... 122
16. Bomba de Glicol......................................................................................... 122
17. Energía Requerida en Equipos del Proceso .............................................. 122
18. Balance de Masa Columna Absorbedora................................................... 123
20. Balance de Masa Columna Desorbedora................................................... 125
21. Condiciones de entrada lecho de Adsorción ............................................. 128
22. Dimensionamiento Planta de Adsorción con Alúmina Activada ................. 129
23. Energía Requerida en Equipos de Proceso ............................................... 131
23. Consumo de Energía por Volumen de Gas............................................... 131
24. Matriz de Evaluación Sistemas de deshidratación de gas natural…………..135




                                                           vii
ÍNDICE DE FIGURAS


1. Planta Compresora MOPORO II .................................................................. 29
2. Planta Deshidratadora de Gas Natural con Desencantes Sólidos .............. 47
3. Planta de Deshidratación de Gas Natural por Absorción ............................ 52
4. Contribución del CO2 en Contenido de Agua en el Gas, a varias

                                                                                                S
Temperaturas y Presiones. .............................................................................. 78

                                                                  ER        VADO
5. Contenido de agua en gas dulce.................................................................. 82
                                                    vs ES
6. Equilibrio Punto de Rocío de H O RTemperatura a Varias Concentraciones
                                             S
                         ECHO
                                                 2


            DER
de T.E.G........................................................................................................... 86
7. Remoción de Agua Vs Tasa de Circulación de T.E.G a Varias
Concentraciones de T.E.G ............................................................................... 88
8. Selección de Ecuación de Estado (EOS) ..................................................... 93
9. Diagrama de Flujo de Proceso: Deshidratación por T.E.G .......................... 95
10. Saturación con H2O de Corriente de Gas de Proceso............................... 96
11. Ingreso de Datos en Torre Absorbedora .................................................... 97
12. Ingreso de Datos en Intercambiadores de Calor........................................ 98
13. Ingreso de Datos en Válvulas de Expansión.............................................. 99
14. Ingreso de Datos de Columna de Regeneración (Rehervidor)................... 100
15. Ingreso de Datos de Bomba de Glicol........................................................ 101
16. Ingreso de Datos de Mezclador. ................................................................ 102




                                                          viii
Araque V., Miguel Angel. “SELECCION DE TECNOLOGÍA PARA
DESHIDRATACIÓN DE GAS NATURAL EN UNA PLANTA COMPRESORA”.
Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería
Química. Trabajo especial de Grado. Maracaibo, Junio, 2008. 135p.


                                     RESUMEN


La presente investigación tuvo como objetivo la evaluación de tecnologías de
deshidratación de gas natural para la planta compresora MOPORO II, con el

                                                  S
propósito de diseñar y evaluar las diferentes alternativas tecnológicas presentes

                                             VADO
en la industria para la deshidratación de gas natural y poder determinar

                                         ESER
                HOS R
diferencias entre ellas , a través del establecimiento de criterios de selección, pre-

              C
dimensionamiento, y simulación de los procesos estudiados de acuerdo a las

          DERE
consideraciones del proceso, y los requerimientos de PDVSA. La metodología
aplicada a la investigación fue de tipo descriptiva, ésta estuvo apoyada por datos
tomados en campo, revisiones bibliográficas y el uso de la herramienta para la
simulación de los procesos ASPEN HYSYS (2006.5). Para llevar acabo el
dimensionamiento y simulación de los procesos, se preseleccionaron las
tecnologías de absorción por trietilénglicol y adsorción con alúmina activada,
donde a cada planta se le hicieron cálculos, de balance de masa y energía,
cálculos de regeneración del desecante, y cantidades de desecantes requeridas,
así como también se probó un nuevo modelo termodinámico como fue el “glycol
package” y a su vez se empleó el modelo Peng-robinson todo en función a los
requerimientos exigidos por PDVSA a la descarga de la deshidratadora. A través
de los resultados obtenidos y el intercambio de información con los fabricantes, se
concluyó, que la tecnología de absorción con trietilénglicol era la más indicada, ya
que tenía la facultad de procesar el máximo flujo de gas proveniente de la planta
compresora y sus requerimientos energéticos de regeneración versus los de una
planta de adsorción eran menores al igual que su numero de equipos. Aunque
ambas tenían la capacidad de deshidratar a los requerimientos de PDVSA, la
tecnología de deshidratación por adsorción con alúmina activada, además de lo
anteriormente mencionado, requería de adecuación previa a la entrada de la
planta, el contenido de agua en la mezcla debía ser reducido a las
especificaciones del fabricante para que el adsorbente pudiera manejar ese flujo
de gas.
PALABRAS CLAVES: Evaluación, Trietilénglicol, Alúmina activada, Absorción,
Adsorción
Mikeway90@hotmail.com




                                          ix
Araque V., Miguel Angel. “TECNOLOGY SELECTION FOR NATURAL GAS
DEHYDRATION IN A COMPRESSOR PLANT”. Universidad Rafael Urdaneta.
Faculty of Engineering. School of Chemical Engineering. Thesis Work. Maracaibo,
June, 2008.

                                    ABSTRACT


The present investigation had as objective the evaluation of technologies of natural
gas dehydration for a compressor plant, defined for the project “Compressor plant
MOPORO II”, in order to design and to evaluate the different present technological
                                                  S
                                             VADO
alternatives in the industry for the natural gas dehydration and to be able to

                                         ESER
determine differences among them, through establishment of selection criteria,

                HOS R
presizing, and simulation of the processes studied according to the considerations
              C
          DERE
of the process, and the requirements of PDVSA. The type of methodology applied
for this investigation was of descriptive, this was supported by data taken in field,
bibliographical revisions and the simulation of the processes thru ASPEN HYSYS,
in order to validate the manual calculations of the preselected processes. the
technologies of absorption by triethylene glycol and adsorption with activated
alumina, were selected, where calculations, of mass balance and energy,
calculations of regeneration of the desiccant, and amounts of required desiccant,
were estimated to each selected process as well as a new thermodynamic model
was tested such as the “glycol package”, though in the end the Peng-Robinson
model was the one that delivered the most reliable results, everything in function to
the requirements demanded by PDVSA to the outlet of the dehydrator module.
Through the obtained results and the exchange of information with the
manufacturers, the investigation concluded, that the technology of absorption with
triethylene glycol was the most appropriate since it had the capacity to process the
maximum flow required by the compressor plant, its energy requirements of
regeneration versus those of an adsorption plant were much smaller, also the
number of equipment is smaller too, although both had the capacity to dehydrate to
PDVSA requirements, the technology of adsorption with activated alumina, in
addition to the previous issues mentioned required of previous adéquation to the
entrance of the plant, the water content in the mixture had to be reduced to the
specifications of the manufacturer.
KEY WORDS: Evaluation, triethylene glycol activated Alumina, Absorption, and
Adsorption.
Mikeway90@hotmail.com




                                          x
INTRODUCCIÓN


     El gas natural, utilizado por los consumidores, es muy diferente al gas natural

que es traído desde la cabeza del pozo. Aunque el acondicionamiento de gas

natural es en muchos aspectos, menos complicado que el procesamiento y

refinación de petróleo crudo, es igualmente necesario antes de que pueda ser

usado por los usuarios al final de la cadena.

                                        R      DOS
                                          VAparte importante en la
     La deshidratación del gas naturalSE una
                                 RE juega
                               S
          DER     ECHO deshidratación efectiva previene la formación de
producción de gas natural. Una

hidratos de gas y la acumulación de agua en los sistemas de transmisión.


      Actualmente en el Distrito Tomoporo se requiere disponer de un sistema de

gas lift para el levantamiento artificial de pozos para elevar su productividad, para

esto se le propuso a N&V consultores el diseño de la planta compresora

MOPORO II. De acuerdo a los requerimientos de PDVSA se requiere acondicionar

la corriente de gas de proceso a la descarga de la planta compresora a un mínimo

de 7 LBH2O/MMPCED con la finalidad de evitar la aparición de condensados a la

hora de la transmisión de la corriente hasta el pozo

      El siguiente trabajo se formula basándose en la necesidad de N&V, C.A de

evaluar de forma técnica que sistema de deshidratación es el más apropiado para

las condiciones de alta presión a las que se encuentra este gas a ser inyectado en

los pozos, ya que, en la industria no son comunes procesos de deshidratación a

estas condiciones. Se plantea por medio de la selección según criterios previos,


                                         1 
dimensionamiento, simulación de los procesos de deshidratación e intercambio de

información con los fabricantes, conocer qué tecnología se adapta más a este

proceso en particular, con la finalidad de obtener una planta eficiente, de bajo

consumo de energía, vida prolongada y fácil operación.


     En el capítulo I de la presente investigación se establece el planteamiento del


                                                              S
problema, los objetivos, la justificación, el alcance y la delimitación de la

                                                R  VADO la empresa baja
                                    RESE
investigación; posteriormente, se describe las generalidades de
                                S
           DER      ECHO
estudio, para obtener un conocimiento global sobre esta.


      El capítulo II, contiene el marco teórico, donde se presentan algunos

trabajos realizados anteriormente sobre el tema, y se explica teóricamente las

características de los procesos a estudiar, conceptos básicos que soportan el

desarrollo del presente estudio y que, permitió utilizarse como aporte documental y

técnico para su desarrollo.


      El capítulo III, define el tipo y diseño de la investigación y la metodología

utilizada para la realización de cada uno de los objetivos establecidos;

especificando las técnicas de recolección de datos.


      En el capítulo IV se establecen, los resultados que arrojaron la simulación y

dimensionamientos previos de los equipos y la interpretación de estos. Por último,

en el capítulo IV se establecen las conclusiones resultantes del estudio realizado,

y las recomendaciones propuestas.



                                         2 

 
                                                                                                                Capitulo I: El problema 

 

 

 

 

 

 

                                                                             S
                                                                        VADO
                                                         

                                                                    ESER
                   HOS R
 

                 C
             DERE
 

 

                                            

 

 

 

 




                                                                                               CAPITULO I
                                                                                             EL PROBLEMA
                                                                                                               Capitulo I: El problema 




                                                     CAPÍTULO I


                                                 EL PROBLEMA


1. PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

                                                                            S
                                                                       VADO
                                                                   ESER
     Actualmente, Venezuela cuenta con amplias reservas de Gas Natural por el


                C HOS R
            DERE
orden de 147.5 BPC, ubicándose como el octavo país del mundo con mayores

reservas probadas de Gas Natural y el primero de América Latina, constituyendo

un cuadro fuerte de oferta a largo plazo de este recurso estratégico. El gas natural

tiene una participación del 46% en el mercado energético nacional, ahorrando

grandes cantidades de petróleo.


     El 71% de las reservas probadas se encuentran en la zona oriental del país,

24% en la zona occidental, 2.5% en el Norte de Paria, 2.4% en la Plataforma

Deltana y el 0.14% en la zona sur. El 90.8% de estas reservas probadas de Gas

Natural corresponden a gas asociado al petróleo y 9.2% de gas no asociado. Las

expectativas sobre descubrimiento de reservas de gas libre están en el orden de

los 39 TPC. (PDVSA Gas, sitio web)




                                                                     4 
                                             Capitulo I: El problema


        El gas natural está formado principalmente de metano (70-90%), también

puede incluir el etano, propano, butano, pentano, nitrógeno, vapor de agua, sulfuro

de hidrogeno, helio y dióxido de carbono.

        El procesamiento de gas natural consiste en la separación de todos los

diversos hidrocarburos líquidos de la corriente de gas natural puro (Metano), para


                                                                 S
producir lo que se denomina en ingles "Pipeline quality" gas natural seco. Los

                                                 R VADO la composición
                                    RESE
principales gasoductos de transporte imponen restricciones sobre

del gas natural que ECH
                            OS
           DER
                    está permitido en la tubería. Esto significa que, antes de que

el gas natural pueda ser transportado debe ser purificado. Mientras que el etano,

propano, butano, pentano, nitrógeno, helio, sulfuro de hidrogeno, vapor de agua y

otros    deben ser retirados como sub-producto, pero esto no significa que todos

ellos sean productos de desecho, pues la industria nacional dispone de ellos de

forma valiosa en el caso de la industria de refinación y petroquímica.


        La deshidratación de las corrientes de gas natural por presencia de

concentraciones elevadas de vapor de agua, forma parte de las especificaciones

para su transporte ya que gran cantidad del agua contenida en las corrientes viene

de forma asociada y no puede ser sencillamente retirada con procedimientos fuera

de yacimiento, es por esto que se recurren a tratamientos más complejos

denominados “deshidratación de gas natural“, los cuales usualmente son de dos

tipos, por absorción o adsorción.


                                             5 
 
                                            Capitulo I: El problema


     La presencia de concentraciones no permitidas de agua en corrientes de gas

natural a alta presión en conjunto con la presencia de niveles suficientes de

dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, trae consigo formación de hidratos de

carbono que a su vez como consecuencia genera taponamientos y corrosión que

se traducen en altos costos de reparación de tuberías y pérdidas económicas para

la industria petrolera.


                                             R    ADOS
                                                Vde estimulación de pozos o
                                 S RESE
    El gas natural puede ser utilizado como medio


         DER        ECHO(“Gas Lift”), para ello se requiere comprimirlo para
Levantamiento Artificial por Gas

elevar la presión hasta la condición de estimulación requerida. Para esto se debe

deshidratar el gas, para eliminar la presencia de líquidos y potenciales

condensados que puedan estar presentes a la hora de la transmisión del gas

hacia el pozo.


       Actualmente, Petróleos de Venezuela S.A., en el Campo Ceuta - Moporo

del Distrito Tomoporo, está desarrollando, a través de N&V C.A., el proyecto

“Planta Compresora Moporo II”, en la fase de Ingeniería Básica, con la finalidad

de manejar los volúmenes de gas asociados al crudo y cumplir con los

requerimientos de gas para levantamiento artificial, según requerimiento del Plan

de Negocios 2007-2012.


     De allí, deriva la necesidad para N&V, C.A. de realizar estudios de tipo

conceptual con el objeto de determinar las tecnologías de deshidratación de gas


                                           6 
 
                                             Capitulo I: El problema


natural que mas satisfagan las necesidades técnicas para el proyecto “Planta

Compresora Moporo II”.


     ¿Cuál es la tecnología más adecuada para deshidratación de gas natural a

alta presión?




                                         S
2. OBJETIVO DE LA INVESTIGACIÓN ESER
                                    VADO
              REC    HOS R
         DEGENERAL
2.1. OBJETIVO


     Seleccionar la tecnología más adecuada para la deshidratación del gas

natural en la futura Planta Compresora Moporo II.


2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS


        1. Identificar la corriente de gas de proceso.

        2. Determinar el contenido de agua presente en el gas natural entrante a

            la unidad de deshidratación.

        3. Preseleccionar las tecnologías de deshidratación de gas factibles para

            este proceso.

        4. Desarrollar los cálculos específicos de dimensionamiento para cada

            tecnología de deshidratación.

        5. Seleccionar la tecnología que represente el esquema técnico mas

            apropiado para el proceso.


                                             7 
 
                                               Capitulo I: El problema



3. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN


     La empresa N&V C.A., como responsable del diseño básico del proyecto

“Planta Compresora Moporo II”, persigue con este trabajo de investigación,

evaluar las alternativas de deshidratación de gas natural que puedan contrastar

con los sistemas de deshidratación por glicoles instalados en la mayor parte del

                                                            S
                                                VADO
occidente de Venezuela con la finalidad de conseguir procesos de menor costos
                                              R
                                  RESE
                     CHOS
y de larga duración que garanticen mejoras en los procesos para así lograr un

          DER
mayor alcance en laEsatisfacción de las necesidades de los clientes. Para esta
planta compresora, de alta presión de descarga (2500 psig), se requiere

determinar a partir de este estudio, que tecnologías de deshidratación serían las

más adecuadas para operar a esta presión.

     Así mismo, se desea que esta investigación sea de gran aporte para la

Universidad Rafael Urdaneta y sirva de referencia para futuros trabajos de

investigación enfocados en el área de deshidratación de gas natural.


4. DELIMITACIÓN


4.1. DELIMITACIÓN ESPACIAL


     El trabajo Especial de Grado se desarrolló en la empresa N&V C.A, en el

Departamento de Ingeniería II. La sede está ubicada en la calle 71 esquina con

Av.16 Nº 16-33, Sector Paraíso, Maracaibo, Edo. Zulia.


4.2. DELIMITACIÓN TEMPORAL
                                           8 
 
                                            Capitulo I: El problema



     Este trabajo se llevó a cabo en un periodo de (6) meses comprendidos entre

junio del 2008 y diciembre del 2008

      




                                               S
                                          VADO
                                      ESER
              C HOS R
          DERE




                                          9 
 
                                                                                                                        

 

 

 

 

 

 

                                  S
                             VADO
                      

                         ESER
              HOS R
 

            C
        DERE
 

 

                  

 

 

 

 




                                       CAPITULO II
                                     MARCO TEÓRICO
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico 




                                                 CAPÍTULO II


                                           MARCO TEÓRICO


1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA

                                                        S
                                           R VADO fundada en
                               RESE
      N&V, C.A, es una empresa privada netamente venezolana,
                         OS
junio
          DE     ECHun grupo de ingenieros venezolanos,
         1988, R por

especializada fundamentalmente, en la prestación de servicios en el área de la

Ingeniería de Consulta, Construcción, Mantenimiento, Pruebas y Puesta en

Marcha de Instalaciones Eléctricas de la Industria Nacional, dotada de un espíritu

de profesionalismo en la asistencia prestada para responder a las necesidades del

mercado y de todo el parque industrial del país.



     Actualmente N&V, C.A, responde a la Industria Petrolera, Petroquímica,

Carbonífera, Eléctrica y de Manufactura Nacional en General, con servicios

Multidisciplinarios, apoyándose en una organización estable que soporta y

contempla todas sus operaciones, a través de un equipo de profesionales y

técnicos que actúan conjuntamente con sus proveedores y clientes, en un

ambiente de alta sinergia, empeñados en proporcionar un resultado exitoso con la

culminación de sus trabajos.
                                                                  11
                                                                                                          Capitulo II: Marco Teórico   12


• Misión de N&V C.A


      Proveer a los diversos sectores económicos nacionales e internacionales

de    los        Servicios              de        Ingeniería,               Asistencia               Técnica,             Construcción,

Mantenimiento y Pruebas de Instalaciones, con excelencia y solidez corporativa

garantizando la satisfacción de nuestros Clientes y contribuyendo con el desarrollo

                                                                              S
                                                                         VADO
                                                                     ESER
social.


                      C HOS R
•
            DERE
     Visión de N&V C.A


      Consolidarse como una empresa líder a nivel nacional e internacional en la

prestación de servicios de Ingeniería, Construcción, Mantenimiento y Pruebas de

Instalaciones, garantizando la plena satisfacción de nuestros clientes.


• Objetivos


      1. Desarrollar y mejorar la capacidad para cumplir con los requisitos

acordados con los clientes en cada proyecto, obra o servicio.

      2. Mejorar continuamente los niveles de satisfacción de los clientes.

      3. Mejorar continuamente los procesos existentes e implementar nuevos

procesos eficaces que permitan un mejoramiento continuo en la organización y en

el Sistema de Gestión de la Calidad.

      4. Proporcionar una formación acorde a las competencias requeridas por el

personal para realizar las actividades asignadas.
 
                                                                                                          Capitulo II: Marco Teórico    13


• 0Políticas de N&V C.A



     Proveer            Servicios             de       Ingeniería,             Asistencia             Técnica,             Construcción,

Mantenimiento y Pruebas de Instalaciones, logrando la satisfacción de nuestros

clientes a través del cumplimiento de los requisitos de nuestro Sistema de Gestión

de la Calidad y Mejorando continuamente su eficacia, apoyados en la alta
                                                                              S
                                                                         VADO
                                                                     ESER
competencia de nuestro personal y en la gestión eficiente de los procesos y

                   C HOS R
               DERE
recursos. Es el Compromiso de la Alta Dirección velar el cumplimiento de esta

Política.


• Seguridad, Higiene y Ambiente


     Asegurar que las diferentes actividades realizadas por N&V C.A., se ejecuten

en     condiciones                   óptimas               de           Seguridad,                Higiene              y         Ambiente.

Garantizar         en       todo        momento               la      integridad            física        de       los       trabajadores

notificando los riesgos a los que pudiesen estar expuestos; así como también la

protección de las instalaciones, equipos y propiedades propios y de terceros.Evitar

la generación de contaminación que pueda afectar negativamente a la comunidad

y al ambiente.


     Dar         a       conocer             a       todo          el      personal             Gerencial,               Administrativo,

Supervisorio y Técnico las normas y procedimientos, así como el marco legal

vigente, a fin de garantizar una operación segura en todas las actividades que se

ejecuten.
 
                                                                                                        Capitulo II: Marco Teórico   14


Servicios


• Áreas


     La experiencia acumulada en 20 años, ha permitido ejecutar innumerables

proyectos y/o trabajos en el desarrollo de Ingeniería, en la ejecución de Montajes

Especializados, en la Construcción, Mantenimiento, Pruebas y Puesta en Marcha
                                                                            S
                                                                       VADO
                                                                   ESER
de diferentes instalaciones tales como:


     1. SubestacionesC
                       HOS R Media Y Baja Tensión.
          DERE Eléctricas en Alta,
     2. Líneas de Transmisión y Distribución.

     3. Plantas de Generación Eléctricas, a Vapor, a Gas y Eólicas.

     4. Facilidades de Producción y Manejo Petrolera y Gasífera.

     5. Instalaciones Petroleras de Refinación y Procesamiento de Crudos.

     6. Plantas Petroquímicas.

     7. Plantas Industriales de Proceso y Manufactura.

     8. Plantas Para Tratamiento de Agua.


•   Actividades


     Los servicios que ofrece, en las instalaciones referidas, incluyen actividades

tales como:


CONSULTORÍA: Estudios, Asesorías, Evaluaciones, etc.

DISEÑOS: Ingenierías en Fase Conceptual, Básica y de Detalle.

PROYECTOS: IC / IPC / IPGC.
 
                                                                                                         Capitulo II: Marco Teórico   15


MONTAJES: Equipos Eléctricos Mayores, Auxiliares e Instrumentos.

PRUEBAS: De Arranque y Puesta en Marcha.

MANTENIMIENTO: Eléctrico y de Instrumentos en General.

ASISTENCIA TÉCNICA: Supervisiones e Inspecciones de Fabricación de Equipos

y Obras.



                                                           S
                                                VADO
2. ANTECEDENTES

                                          ER
    Ciangherotti Ballestero, S RES Rodríguez González, Maureen
                 ECHO
                               Marielena;

         DE   Rrealizaron el trabajo especial de grado “Factibilidad Técnico
Vanessa (2004),

Económica para la Extracción de Líquidos del Gas Natural del Campo Mara

Este” para optar al título de Ingeniero Químico en La Universidad Del Zulia. El

trabajo tuvo como Objetivo retomar el proceso de extracción de líquidos en el

Campo “Mara Este” que no está en funcionamiento, y por medio de la evaluación

de tres procesos incluyendo al previo ya instalado, demostrar cual se ajustaba

más a los criterios técnicos y económicos.


     Para el desarrollo de este proyecto se utilizaron las investigaciones de los

siguientes autores como                       marco de sustentación; 1) Fang, Y., González, V.

“Optimización del Sistema de Extracción de los Líquidos del Gas natural y

del Gas rico en Etano en una Planta Compresora”. Universidad del Zulia.

Maracaibo (2004). 2) De Turris, A. “Metodología de Selección de Esquemas de

Proceso para la Recuperación de Líquidos del Gas natural (LGN)”.

Universidad del Zulia. Maracaibo (2002). 3) Castro, k. “Evaluación de
 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   16


Alternativas en Procesos de Extracción de Líquidos del Gas Natural”.

Universidad del Zulia. Maracaibo (2001).


     Para abordar metodológicamente la investigación (Factibilidad Técnico

Económica para la Extracción de Líquidos del Gas Natural del Campo Mara

Este) se compararon tres procesos de extracción, entre ellos el utilizado

                                                                          S
                                                                     VADO
anteriormente en la planta. Los procesos comparados fueron: absorción

                                                                 ESER
                       HOS R
refrigerada, refrigeración en cascada y turboexpansión. Luego se realizó la
              REC
          a E
simulaciónDtravés del programa PRO/II, obteniéndose los balances de masa y

energía. Se diseñaron los equipos y se analizó la rentabilidad del proyecto

utilizando los indicadores de Valor presente Neto y Tasa interna de Retorno.


     Como Resultado de dicha comparación mediante criterios técnicos y

económicos, el proceso por turboexpansión resulto ser el más adecuado. Se

concluyó que el proyecto era económicamente atractivo, por lo que se recomendó

realizar un estudio de ingeniería de detalle y de integración de secciones de

tratamiento del gas natural y fraccionamiento del producto obtenido.


     Este trabajo de investigación sirvió de apoyo para esta investigación ya que

estableció criterios técnicos y económicos para el diseño de plantas de extracción

de líquidos del gas natural, cuestión que se encuentra en común con este

presente proyecto y da una cierta orientación en cuanto qué criterios se deben

tomar en cuenta a razón de la selección de equipos, dimensionamiento, y EOS


 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   17


(ecuaciones de estado). Es por ello que el proyecto anteriormente mencionado

representó una gran ayuda para esta investigación en desarrollo.

     Leal Montiel, Carlos Alberto (2003), realizó el trabajo especial de grado

“Evaluación Técnico-Económica de Procesos para el Control de Punto de

Roció de un Gas Natural” para optar al título de Ingeniero Químico en La

Universidad Del Zulia. Este trabajo tuvo como objetivo el diseño y evaluación de
                                                                          S
                                                                     VADO
                                                                 ESER
diferentes plantas de control de punto de roció a través del simulador de procesos


               C HOS R
           DERE
PRO/II 5.0, con el fin de proporcionar y establecer diferencias que definieran el

sistema de deshidratación más conveniente de acuerdo a los requerimientos

establecidos y así luego evaluar económicamente el sistema más apropiado en

función de costos, y capacidad optima de operación.


     Para el desarrollo de este proyecto se utilizaron las investigaciones de los

siguientes autores como marco de sustentación; 1) Gil, V. Marilaura, Bracho,

Gustavo. “Evaluación del Sistema de Purificación del Propano de Reciclo de

una Planta de Olefinas” Tesis de grado. Universidad del Zulia (2000). 2) Izarra,

S. Jorge, E. “Simulación de una Planta de manufactura de Solventes

Alifáticos Livianos” Tesis de Grado, Universidad del Zulia (2002).


     Para llevar a cabo los diseños y simulaciones, se hizo una revisión a los

sistemas y los equipos que lograran satisfacer dichas necesidades. Se hicieron

evaluaciones típicas tales como: Balance de masa y energía, selección de equipos

dependiendo del sistema que se fuera a utilizar, todo en función a las

composiciones de entrega del gas que se fuera a tratar. Luego del
 
                                                                                                       Capitulo II: Marco Teórico   18


dimensionamiento de los equipos y los sistemas, se procedió a simular para lo

cual se selecciono la EOS (Peng-Robinson).

     Como resultado                    de dicha investigación se concluyó, a través de la

comparación de dichos sistemas diseñados y evaluados técnico-económicamente,

que a las condiciones de operación para la planta de deshidratación, se podría

trabajar sin limitante y acorde a su capacidad de procesamiento requerida.
                                                                           S
                                                                      VADO
                                                                  ESER
                        HOS R
     El modelo termodinámico específico de glicol ayudó, por medio del
               REC
simulador, DE
            a reproducir resultados satisfactorios                                           de la torre absorbedora,

regenadora e intercambiadores de calor, dónde el intercambio de calor de fluidos

(Glicol pobre y Glicol regenerado), no presentaron ninguna limitación en cuanto a

capacidad de calor transferido entre fluidos.


     Y por último, se pudo demostrar que la planta más conveniente para el

control de punto de rocío, fuera por medio de enfriamiento por separación, dado a

que al comparar los análisis económicos, se pudo observar una diferencia notable

en cuanto a los bajos costos de este sistema comparado a las otras plantas

seleccionadas.


     Los trabajos de investigación representan aportes muy valiosos en este

proyecto debido al enfoque que se le da a los criterios de selección de

tecnologías, selección de EOS (ecuación de estado), y simulador de procesos, y

se puede apreciar que está íntimamente relacionado con esta investigación debido
 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico    19


a su carácter evaluativo, además de orientar en cuanto a qué criterios utilizar para

su diseño, evaluación, tanto técnico como económicamente.

     Bohórquez Naverán, Juan Carlos (2002), realizó el trabajo especial de

grado “Evaluación del Sistema de Deshidratación de Propano de la Planta de

Fraccionamiento Bajo Grande”, para optar al título de Ingeniero Químico en La

Universidad Del Zulia. El presente trabajo tuvo como objetivo la evaluación del
                                                                          S
                                                                     VADO
                                                                 ESER
sistema de deshidratación de la Planta de Fraccionamiento Bajo Grande con la

               C HOS R
           DERE
finalidad de mejorar la eficiencia del proceso debido a los altos contenidos de

humedad en el propano producido en la planta.


     Para el desarrollo de este proyecto se utilizaron las investigaciones de los

siguientes autores como marco de sustentación; 1) Giannetto, G., Montes, A.,

Rodríguez,      G.       “Zeolitas,             Características,                   Propiedades                  y      aplicaciones

Industriales”.         Editorial          Innovación               Tecnológica                Facultad              de      Ingeniería,

Universidad Central de Venezuela (2000). 2) Graterol, J., Medina, E. “Evaluación

de Algunos Parámetros de Deshidratación y Endulza miento de Gas Natural

con Tamices Moleculares”. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia,

Octubre (1981).


     Para este estudio se evaluó el contenido de humedad en las alimentaciones

de la planta, y en las corrientes de entrada y salida de las torres secadoras M-301

A/B, rellenas con tamices moleculares, también se recolectaron los datos de

operación de diseño y de operación real de manera que a través de simulaciones


 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   20


de proceso se pudiera predecir el contenido de humedad en la corriente de

propano. Posteriormente se evaluó la operación de los ciclos de regeneración de

los lechos de tamiz.

     Luego de seleccionada la EOS (Peng-Robinson) se simuló la torre

despropanizadora, y se realizaron los cálculos para estimar los tiempos de ruptura

de las torres secadoras, se midió la presión, flujo y temperatura durante el proceso
                                                                          S
                                                                     VADO
                                                                 ESER
de secado.

                     HOS R la corriente de LGN proveniente de la
     Como resultado C encontró que
        DERE se
planta Lamar Liquido era la que aportaba mas humedad a la corriente del sistema.

El contenido de humedad en la corriente de salida de las torres secadoras M-301

A/B variaba continuamente debido a que el proceso de adsorción era muy sensible

a las variaciones de temperatura que eran producto de la corriente de tope de la

columna V-301 que alimentaba propano a las torres secadoras. Por último la

presencia residual de humedad en el lecho de tamiz luego de un ciclo de

regeneración, reducía el tiempo de operación de secado para mantener                                                               la

humedad en los niveles especificados y en consecuencia aumentando el número

de ciclos de operación. Por último era factible la formación de hidratos en los

tubos enfriadores en los sistemas de refrigeración de la planta, si las condiciones

de operación presentes en el estudio continuaran.


3. BASES TEORICAS


3.1. NATURALEZA DE GAS NATURAL Y COMPOSICION QUIMICA

 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   21



     El gas natural es una mezcla en proporciones variables de compuestos

gaseosos de naturaleza tanto orgánica como inorgánica. El grupo de naturaleza

orgánica, está constituido por hidrocarburos parafínicos o también denominados

alcanos. Estos, aportan normalmente mas del noventa (90%) en volumen del gas

natural y están formados por los siguientes componentes: metano (CH4), etano

                                                     S
                                            VADO
(C2H6), propano (C3H8), iso-butano (C4H10), iso-pentano (C5H12), hexanos (C6H14) y
                                         ER
heptanos y más pesados (C ), esteRES la representación de la sumatoria
                             S
                 ECHO restantes más pesados, causado por la
                                              +
                                 último, es  7


         DER
de los componentes orgánicos

composición de cada uno de ellos en forma individual, la cual es muy pequeña y

por ende resulta impráctico expresarlos de esa forma.


     Los cinco primeros de la serie nombrada (metano- butanos) son gases a

temperatura y presión ambiente, los restantes pentanos y más pesados, son

líquidos más ligeros comparados con el agua e insolubles en ella, pero si los son

en otros compuestos orgánicos (alcohol, éter, benceno). Todos son excelentes

combustibles reaccionando con el oxigeno del aire para generar abundante calor y

producir dióxido de carbono y agua.


                                                                                            (1)
                                        CH4 + 2O2 → 2H2O + CO2



     Esta afinidad por el oxigeno en reacciones de combustión, es de tal

naturaleza, que para ciertas mezclas de aire-alcanos la reacción es tan violenta

 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico        22


que resulta explosiva. Estructuralmente, las moléculas de estos componentes

orgánicos están formadas por átomos de carbono e hidrogeno enlazados

mediante     uniones           electrónicas               covalentes              y     formando              cadenas              lineales

ramificadas.

     El segundo grupo de componentes que forman el gas natural, lo constituyen


                                                           S
los componentes inorgánicos estos aportan normalmente menos del 10% en

                                            R  VADO carbono (CO ),
                                  RESE
volumen del gas natural y están representados por dióxido de
                              S
                  ECHO nitrógeno (N ), además de los componentes
                                                                                                                                        2



          DER
sulfuro de hidrogeno (H S) y            2                                     2


anteriores, también se encuentra presente el agua (H2O) en cantidades variable,

dependiendo de las condiciones de presión y temperatura a la cual se encuentra el

gas. El agua a condiciones de bajas temperaturas y altas presiones, al mezclarse

con los hidrocarburos presentes en el gas natural forma unos compuestos sólidos

de composición variable denominados Hidratos.


                                                                                               (2)
                                        CH4 + nH2O → CH4 • n(H2O)


     Los hidratos bloquean las líneas, reducen la capacidad de transferencia de

intercambiadores de calor, taponan válvulas y en general, cuando se dan las

condiciones señaladas de temperatura y presión, la formación de hidratos

constituye un serio problema en el manejo y procesamiento del gas natural; por

esta razón el gas se trata en unidades deshidratadoras con glicol o lechos fijos de




 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   23


algún desecante solido como agentes deshidratantes, tema que es profundamente

desarrollado posteriormente en esta investigación.



     Algunos compuestos aromáticos tales como el Benceno, tolueno y Xileno

también pueden presentarse, es por ello que deben incrementarse las medidas de

seguridad     debido           a     la      toxicidad            que        representan.               Otros          componentes
                                                                          S
                                                                     VADO
                                                                 ESER
contaminantes ácidos en bajos porcentajes se pueden presentar como los


                C HOS R
            DERE
mercaptanos (R-SH), sulfuro de carbonilo (COS) y disulfúro de carbono (CS2)

pueden estar presentes en pequeñas cantidades (Barberii, E. 1998)


     El gas natural recibe denominaciones de acuerdo a sus condiciones en el

yacimiento, la proporción de sus componentes, su contenido de azufre y los

productos obtenidos a partir de su procesamiento.




 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   24


                                 Composición Típica de Gas Natural


                   Compuesto                                                                Fracción Molar

                      Metano                                                                       0.8407
                        Etano                                                                      0.0586
                     Propano                                                                       0.0220
                     I-Butano                                                                      0.0035
                                                                            S
                     n-Butano
                                                                     VADO
                                                                       0.0058

                                                                 ESER 0.0027
                       HOS R
                    i-Pentano
                    C
           DERE
             n-Pentano                                                                             0.0025
                      Hexano                                                                       0.0028
       Heptanos y más pesados                                                                      0.0076
           Dióxido de Carbono                                                                      0.0130
          Sulfuro de Hidrogeno                                                                     0.0063
                    Nitrógeno                                                                      0.0345

                         Total                                                                     1.0000



Tabla.No1. Natural Gas Engeneering Handbook, Guo & Ghalambor, 2005


3.2. COMPRESION DE GAS NATURAL

I. Gas Comprimido

     El gas se transporta por tuberías “gasoductos” cuyos diámetros pueden

variar, según el volumen y la presión requerida de transmisión. La longitud del gas

ducto puede ser de unos cientos de metros a miles de kilómetros, según la fuente

de origen del gas y los mercados que lo requieran.

 
                                                                                                       Capitulo II: Marco Teórico   25



     A medida que las distancias para transportar gas sean más largas, se

presenta la consideración de comprimir el gas a presiones más elevadas para que

llegue a los diferentes puntos de entrega en la ruta de la red de gasoductos. Esto

significa la necesidad de instalar estaciones de compresión en ciertos puntos. La

compresión es un factor económico importante en la transmisión de gas por

                                                                           S
                                                                      VADO
gasoductos largos (Barberii, E. 1998).

                                                                  ESER
                C HOS R
            DERE
II. Planta de Compresión de Gas

     La compresión del gas se puede hacer por etapas. Generalmente se

emplean tres etapas de compresión para satisfacer las presiones requeridas, al

tomarse en consideración la presión de entrada y la de salida, la relación de

compresión, la temperatura de entrada y de salida, el peso molecular del gas, para

determinar la potencia de compresión requerida para determinado volumen fijo de

gas. A esto se le denomina “Planta de Compresión”. En la práctica,

considerando todos los rangos de las variables antes mencionadas, la potencia de

la primera etapa puede estar entre 30 y 120 caballos de potencia (c.d.p), la

segunda, entre 120 y 250, y la tercera, entre 250 y 325. Estos rangos de etapas y

potencia cubren presiones de descarga desde 25 a 3500 Lppc, ósea desde 1,75 a

246 kg/cm2. (Barberii, E. 1998).




 
                                                                                                        Capitulo II: Marco Teórico   26



III. Gas Lift.


       La compresión de gas es usada en todos los aspectos de la industria de

gas natural incluyendo “Gas lift”. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería

para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección

de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que
                                                                            S
                                                                       VADO
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abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a


                 C HOS R
             DERE
aplicar antes de que la producción natural cese completamente.


IV. Descripción del Proceso (Planta Compresora Moporo II)


       El gas proveniente del cabezal de baja presión, próximo a la estación de

flujo EF 8-7, ingresará al depurador de entrada V-3101 con un flujo máximo de

165,0 MMPCED, 90,0 ºF y una presión controlada de 55,0 psig. La corriente de

tope del depurador, será dirigida hacia los tres (3) módulos de compresión.

      En el Módulo de Compresión 2A, la corriente será recibida en el depurador

1era. Etapa         V-32A01. El gas de salida de éste se dirigirá al compresor de baja

presión, K-32A01, donde será comprimido desde 50,0 psig / 83,85 ºF hasta 204,5

psig / 248,6 ºF, y enviado hacia el enfriador por aire 1era. Etapa, E-32A01, para

bajar la temperatura del gas hasta 120,0 ºF. Luego, el gas ingresará al depurador

de 2da. Etapa V-32A02. En caso de ser requerido, debido a que el compresor de

baja presión se aproxime al punto de oleaje, una fracción de la corriente de salida


 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   27


del enfriador E-32A01 será empleada como recirculación y enviada nuevamente

hacia la entrada del depurador 1era. Etapa, V-32A01.

     El gas de tope del depurador 2da. Etapa V-32A02 irá a la succión del

compresor de media presión, K-32A02, donde será comprimido desde 198,5 psig /

117,7 ºF hasta 727,7 psig / 294,8 ºF, y enviada al enfriador por aire 2da. Etapa, E-


                                                          S
                                              VADO debido a que el
32A02, para bajar la temperatura del gas hasta 120,0 ºF. Luego, el gas ingresará

                                           R
al depurador de 3era. Etapa V-32A02. En SEde ser requerido,
                                  RE caso
compresor deER        CH seS
                   EpresiónO aproxime al punto de oleaje, una fracción de la
          D media
corriente de salida del enfriador E-32A02 será empleada como recirculación y

enviada nuevamente hacia la entrada del depurador 2da. Etapa V-32A02.

     La corriente de tope del depurador 3era. Etapa V-32A03 irá a la succión del

compresor de alta presión K-32A03, donde será comprimida desde 721,7 psig /

119,9 ºF hasta 2.500,0 psig / 300,8 ºF, y enviada al enfriador por aire 3ra. Etapa,

E-32A03, para bajar la temperatura del gas hasta 120,0 ºF. Luego, el gas

ingresará al depurador descarga V-32A04. En caso de ser requerido, debido a que

el compresor de alta presión se aproxime al punto de oleaje, una fracción de la

corriente de salida del enfriador E-32A03 será empleada como recirculación y

enviada nuevamente hacia la entrada del depurador 3era. Etapa V-32A03.

     La corriente de tope del depurador descarga V-32A04 se unirá con la

corriente de descarga de los otros dos módulos de compresión, constituyendo la

corriente de gas que será enviada hacia el cabezal de inyección de gas a pozos.

 
                                                                                                        Capitulo II: Marco Teórico   28


     En todo el proceso, los condensados generados en cada etapa de

compresión serán recuperados en forma de cascada, desde la etapa de mayor

presión a la de menor presión, enviándolos desde el depurador descarga V-32A04

hacia el depurador de 3ra. Etapa V-32A03, luego al depurador 2da. Etapa V-

32A02, y, finalmente, al depurador 1ra. Etapa V-32A01. Luego, los condensados

se descargarán hacia el separador atmosférico V-3103. Desde éste, el líquido se
                                                                            S
                                                                       VADO
                                                                   ESER
enviará, mediante las bombas P-3103 A/B, hacia el recolector de condensado V-

                 C HOS R
             DERE
3102, y desde aquí, a través de las bombas P-3102 A/B, hacia el cabezal de

producción de la estación de flujo EF 8-7.

     La presión de la corriente de alimentación de gas al depurador de entrada V-

3101 y al depurador 1ra. Etapa V-32A01 será controlada en 55,0 y 50, 0 psig,

respectivamente, mediante las válvulas controladoras de presión que estarán

ubicadas en las líneas de alimentación al depurador de entrada V-3101 y al

depurador 1ra. Etapa V-32A01.

     El flujo de recirculación o anti-oleaje, en cada etapa del compresor, será

regulado por una válvula controladora de flujo que recibirá la señal del PLC de

Control de la unidad de compresión, de acuerdo a la estrategia de control anti-

oleaje.

     La variable de control de proceso en los depuradores de 1era, 2da, 3era

etapa y del depurador de descarga V-32A01, V-32A02, V-32A03 y V-32A04,



 
                                                                                                       Capitulo II: Marco Teórico   29


respectivamente, será el nivel de líquido, regulado por las respectivas válvulas de

control de nivel.


                                Planta Compresora MOPORO II




                                                                           S
                                                                      VADO
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                C HOS R
            DERE




Figura No1 Diagrama de flujo planta compresora MOPORO II, N&V, C.A.


3.3. CONTENIDO DE AGUA

I. Contenido de Agua en Gas Natural


     La solubilidad del agua en el gas natural se incrementa con la temperatura y

disminuye con el aumento en la presión. La presión de sales en el líquido reduce

el contenido de agua en el gas. El contenido de agua en gas natural no procesado

generalmente esta alrededor de unos pocos cientos de libras de agua por millón

pies cúbicos estándar de gas (LBM/MMPCED), mientras que normalmente en los
 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   30


gasoductos se requiere como especificación el contenido de agua en un rango de

6-8 (Lb/MMPCND) (Natural Gas Engineering Handbook,Guo & Ghalambor, 2005)


II. Control de Punto de Rocío.

     El contenido de agua en un gas natural es indirectamente indicado por el

punto de rocío, definido como la temperatura y presión a la que el gas natural está


                                                          OS
saturado con agua. En el punto de rocío el gas esta en equilibrio con el agua
                                                 VADen la presión causará
líquida, cualquier descenso en la temperaturaER
                                S   RES o incremento
           DER       ECHO
que el vapor de agua empiece a condensar. La diferencia entre la temperatura de

punto de roció de una corriente saturada en agua y la misma corriente luego de

ser deshidratada se le denomina depresión del punto de rocío (Natural Gas

Engineering Handbook,Guo & Ghalambor, 2005).

     Esta especificación es necesaria para prevenir la condensación de agua en

las tuberías debido a que la presencia de agua libre es propicia a la formación de

hidratos. Por ejemplo una especificación de 14 lbs de agua/MMPCED es

equivalente a un punto de roció de -9 °C.


III. Determinación del Contenido de Agua


     Es esencial estimar con precisión el vapor de agua saturado contenido en

una corriente de gas natural, para el adecuado diseño y operación de un sistema

de deshidratación. Para muchos sistemas la tabla de Mcketta y Wehe (1958),

generada con datos empíricos, proporciona un estándar para determinación de

contenido de agua en gas. Esta tabla puede ser utilizada para predecir el
 
                                                                                                          Capitulo II: Marco Teórico   31


contenido de agua saturada en corrientes de gas dulce, en gasoductos de gas

natural. Otros métodos están disponibles para este fin, incluida la de correlaciones

McCarthy, Boyd, y Reid (1950), y la ley de Dalton de presiones parciales, la cual

es válida para estimar el vapor de agua contenido en el gas cerca de presiones

atmosféricas (Natural Gas Engineering Handbook,Guo & Ghalambor, 2005).


                                                                              S
     El H2S y CO2 pueden contener más agua saturados, que el metano o
                                                                         VADO
                                                                     ESER
                   C HOS R
cualquier otra mezcla de gas dulce. Las cantidades relativas pueden variar
               DERE
dependiendo de la temperatura y presión. Para sistemas de gases ácidos las

tablas 20-8,20-9, de el GPSA son de común uso para determinar el contenido de

agua en una mezcla acida.

3.4. PROBLEMAS QUE REPRESENTA LA PRESENCIA DE AGUA EN GAS

NATURAL


     Como anteriormente mencionado, cuando el gas natural contiene agua, que

a la vez, condensa dentro de las tuberías y otros recipientes, puede generar

problemas que pudieran llegar a ser graves. A continuación se mencionan algunos

de ellos.


I. Formación de Hidratos

     Los hidratos de gas natural son compuestos sólidos cristalinos formados por

la combinación química de gas natural y agua bajo presión y temperatura

considerablemente por encima del punto de congelamiento del agua. Los hidratos

 
                                                                                                        Capitulo II: Marco Teórico   32


frecuentemente se consideran responsables                                             por dificultades operativas en

cabezales de pozo (Wellheads), gasoductos, y otros equipos de procesamiento de

gas natural.


      Los hidratos se forman cuando la temperatura está por debajo de cierto

grado específico, a esta temperatura se le llama punto de formación de hidrato. El

punto de formación de hidrato podría ser menor o igual que la temperatura de
                                                                            S
                                                                       VADO
                                                                   ESER
                         HOS R
punto de roció del gas.

                      C
           DERE
      Las formulas químicas de algunos hidratos de gas natural son:

      Hidratos de Metano: CH4 • 7H2O

      Hidratos de Etano: C2H6 • 8H2O

      Hidratos de Propano: C3H8 • 18H2O

       Los cristales de los hidratos se asemejan a hielo o a nieve en apariencia,

pero no tiene la estructura sólida del hielo, son mucho menos densos, y exhiben

propiedades que generalmente                             están asociadas a componentes químicos. El

componente principal en su estructura es el agua en un 90%. Para disminuir el

punto de rocío y corregir la formación de hidratos se utiliza metanol, etilénglicol,

trietilénglicol, dietilénglicol, y tetraetilénglicol.


Condiciones principales que favorecen su formación


      Durante la operación gas natural, es necesario definir, y por tanto evitar,

condiciones que promuevan la formación de hidratos. Esto es esencial porque los


 
                                                                                                       Capitulo II: Marco Teórico   33


hidratos pueden obstruir tuberías, reducir la capacidad de transferencia de

intercambiadores de calor, tapar válvulas, formar ácidos y en su consecuencia

generar corrosión. Estas condiciones se pueden describir de la siguiente manera

(Deshidratación del Gas natural, Marcías J. Martínez):



     a. Condiciones primarias.
                                                                           S
                                                                      VADO
                                                                  ESER
         El gas debe estar en o por debajo del punto de roció del agua.

                  HOS R
     ‐

                C
            DERE
     ‐   Bajas temperaturas.

     ‐   Altas presiones.

     b. Condiciones secundarias.

     • Altas velocidades.

     • Pulsaciones de presión.

     • Cualquier tipo de agitación.

     • La introducción de un pequeño cristal de los hidratos.

     • La presencia de termopozos o escamas en la tubería



Principales razones para prevenir la formación de hidratos son:


     • Prevenir el taponamiento de las tuberías de transmisión debido a los

procesos fríos (descensos de las temperaturas)

     • Prevenir la corrosión de la tubería por la presencia de H2S y CO2.




 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   34


     • Obtener el punto de rocío requerido para la venta de gas equivalente a 7

Lb/MMPCED.

     • Evitar los daños que se le producen a los alabes de las turbinas y demás

equipos rotativos.

     • Evitar el taponamiento de los intercambiadores criogénicos o cajas frías.


                                                                          S
                                                                     VADO
3.5. INHIBIDORES DE HIDRATOS

                                                                 ESER
               C HOS R
           DERE
     En aquellas situaciones donde los cálculos predicen la formación de hidratos,

ello puede prevenirse mediante la deshidratación del gas o liquido, para eliminar la

condensación de agua en cualquier fase (liquida o sólida). En algunos casos la

deshidratación de gas no suele ser una solución práctica ni económicamente

viable. En estos casos la inhibición puede ser un método efectivo para prevenir la

formación de hidratos.


     La inhibición utiliza inyección de uno de los glicoles o metanol a una corriente

de proceso, donde se puede combinar con la fase acuosa condensada para bajar

la temperatura de formación de hidratos a una presión determinada. Ambos glicol

y metanol, pueden ser recuperados en la solución acuosa, regenerados y

reinyectados. Para procesos de inyección continua con temperaturas de -40°F,

uno de los glicoles usualmente ofrece una alternativa económica positiva, en

comparación al metanol el cual es obtenido por recuperación en un proceso de

destilación. A condiciones criogénicas (por debajo de -40°F) el metanol




 
                                                                                                       Capitulo II: Marco Teórico   35


usualmente es preferible, porque la viscosidad del glicol a esas temperaturas

hace que la separación sea un proceso poco efectivo.


      El etilénglicol (EG), dietilénglicol (DEG), y trietilénglicol (TEG) son los más

comúnmente usados para la inhibición de formación de hidratos por medio de

inyección. El más popular ha sido el etilen glicol por su bajo costo, baja viscosidad,

y baja solubilidad en hidrocarburos líquidos (Gas Processors Suppliers
                                                                           S
                                                                      VADO
                                                                  ESER
                  HOS R
Association, 1998).

                C
            DERE
     A continuación se presenta las propiedades físicas de los inhibidores de

formación de hidratos.




 
                                                                                                       Capitulo II: Marco Teórico   36


    ‐   Propiedades Físicas de Inhibidores de Formación de Hidratos
                                       Etilen                 Dietilen                Trietilen               Tetraetilen
                                                                                                                                    Metanol
                                       Glicol                  glicol                  glicol                   glicol
Formula                                C2H6O2                  C4H10O3                 C6H14O4                  C6H18O5             CH3OH
Peso Molecular                           62.1                   106.1                    150.2                    194.2              32.04
Punto de Ebullición
                                          387.1                   472.6                    545.9                     597.2           148.1
@ 760mmhg,°F
Punto de Ebullición
                                          197.3                   244.8                    285.5                      314            64.5
@ 760mmHg,°C
Presión de Vapor @
                                           0.12                   < 0.01                   <0.01                     <0.01           120
77°F (25°C), mmHg
                                                                             S
Densidad (g/cc) @
                                                                      VADO 1.1120
                                                                  ESER
                                          1.110                   1.1131.119                                                         0.790

                  HOS R 1.088
77°F (25°C)

               REC 1.085
Densidad (g/cc) @
                                                                                           1.092                     1.092           0.790
140°F (60°C)
            DE
Libras por Galón @
                                           9.26                     9.29                    9.34                      9.34           6.59
77°F (25°C)
Punto             de
                                              8                      17                       19                        22          -144.0
Congelacion,°F
Punto Pobre(Pour
                                              -                      -65                     -73                       -42
Point), °F
Viscosidad        en
Centipoise @ 77°F                          16.5                     28.2                    37.3                      44.6           0.52
(25°C)
Viscosidad        en
Centipoise @ 140°F                         4.68                     6.99                    8.77                      10.2           0.52
(60°C)
Tensión           de
Superficie (surface
                                             47                      44                       45                        45           22.5
tensión) @ 77°F
(25°C), dynes/cm
Índice de Refracción
@ 77°F (25°C)                             1.430                   1.446                    1.454                     1.457           0.328
Calor Especifico @
77°F (25°C) Btu/Lb       0.58         0.55         0.53                                                               0.52           0.60
x °F
Punto            de
Encendido,       °F      240          255           350                                                               400            53.6
(PMCC)
Punto            de
Inflamacion,°F           245          290           330                                                               375
(C.O.C)
Tabla No2. Gas Processors Suppliers Association, 1998
 
                                                                                                        Capitulo II: Marco Teórico   37


3.6. SISTEMAS DE DESHIDRATACION DE GAS NATURAL


     La deshidratación del gas natural consiste en la disminución del contenido de

vapor de agua asociado como no asociado en estado liquido o de vapor que se

encuentra en equilibrio con la masa gaseosa, y es removida por las siguientes

razones (Handbook of Natural gas Transmissión and Processing).


                                                              S
                                                R   VADO
     1. Gas natural a condiciones específicas puede mezclarse con líquido o

                              OS     RESE
vapor libre para formar hidratos que pueden tapar las líneas.
      2. El agua RECH
           DE     puede condensar en la línea, causando “slug flow” es decir un
flujo viscoso o en forma de lodo, ocasionando posible erosión o corrosión en las
líneas.
     3. El contenido de agua incrementa                                       el volumen                y disminuye la carga
calórica del gas natural.
     4. Para requerimientos comerciales de las líneas el contenido de agua en el
gas debe cumplir con la especificación de 7 lb de H2O por MMPCED como
máximo, eso dependerá de las necesidades que plantee cada proceso.


Técnicas para deshidratar gas natural


     La deshidratación del gas natural puede hacerse con los siguientes procesos

(Deshidratación del Gas natural, Marcías J. Martínez):


     I. Adsorción; utilizando un sólido que adsorbe el agua específicamente,

como el tamiz molecular (molecular sieves), gel de sílice (sílica gel y aluminatos.

     II. Absorción; usando un liquido higroscópico como el glicol.

     III. Inyección; bombeando un liquido reductor del punto de rocío, como el

metanol o monoetilénglicol.
 
                                                                                                       Capitulo II: Marco Teórico   38


     IV. Expansión; reduciendo la presión del gas con válvulas de expansión

(Joule-thomson) o un turboexpansor y, luego, separando la fase liquida que se

forma.


     De estos procesos fueron evaluadas las tecnologías de adsorción y

absorción debido a que las otras dos alternativas ofrecidas presentaban

                                                          S
                                                     VADO
restricciones en su implantación que no las hacían viables, restricciones que son

explicadas en el capitulo III de esta investigación.R
                                                 E
                               O   S RES
          DE     RECH
I. Deshidratación por Adsorción Con Desecantes Sólidos


     Los sistemas de deshidratación por desecantes sólidos se fundamentan en el

principio de adsorción, lo cual involucra una forma de adhesión entre la superficie

del desecante sólido y el vapor de agua en el gas. El agua forma una capa

extremadamente fina en la superficie del desecante que se forma a través de la

fuerza de atracción que hay entre ellas, pero no hay reacción química.


     Los deshidratadores de desecantes sólidos son típicamente más efectivos

que los sistemas de deshidratación por glicol, ya que pueden deshidratar el gas

hasta un punto menor de 0.1 ppmv (0.05 Lb/MMPCED). Sin embargo, con el fin

de reducir el tamaño del deshidratador de desecante sólido, una unidad de

deshidratación por glicol es frecuentemente usada para remover grandes masas

de agua (“bulk wáter”) aguas arriba de la unidad de desecantes sólidos, la unidad

de glicol removería alrededor de 60ppmV en contenido de agua, lo cual ayudaría a

reducir la masa de desecante solido en la unidad en el secado final.
 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   39


     El uso de sistemas de deshidratación por desecantes sólidos como

alternativa versus deshidratadores por glicol puede representar una disminución

significativa , tanto en la parte                      económica como también para el cuidado del

medio ambiente, esto se refiere a la reducción de costos de inversión en equipos,

reducción de los costos de mantenimiento ,operación, y una mínima cantidad de

VOC (compuestos orgánicos volátiles) y peligrosos contaminantes del aire como
                                                                          S
                                                                     VADO
                                                                 ESER
el BTEX (bencenos, xilenos, toluenos, etil-bencenos) (Handbook of Natural gas


               C HOS R
           DERE
Transmissión and Processing). .


I.1. Capacidad del desecante


     La capacidad que tiene un desecante de retener agua es normalmente

expresada en masa de agua adsorbida por masa de desecante. La capacidad de

absorción de humedad dinámica dependerá de un número                                                          de factores, tales

como la humedad relativa del gas de entrada, el caudal de gas, la temperatura de

la zona de adsorción, el tamaño de la malla del granulo, la duración del servicio ,

el grado de contaminación del desecante (Huntington, 1950) y por ultimo

dependerá del tipo de desecante. La capacidad de absorber humedad no es

afectada por variaciones de presión, pero las otras variables si lo son. Hay tres

términos de capacidad usados por el autor (Campbell, 1992) (Handbook of Natural

gas Transmissión and Processing):


     • Capacidad de equilibrio estático: el agua en un desecante nuevo y virgen es

determinada en una celda de equilibrio sin flujo alguno (correspondiendo a la

isoterma de adsorción).
 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   40


     • Capacidad de equilibrio dinámico: es la determinación de la capacidad de

retención de agua de un desecante mientras está en contacto continuo con un

flujo determinado a una tasa comercial.


     • Capacidad útil: es la capacidad de diseño, que reconoce la pérdida de

capacidad       de retención de agua del desecante                                              con respecto al tiempo,

                                                  S
                                             VADO
determinado por experiencia y consideraciones económicas, y el hecho de que

ningún lecho desecante puede ser utilizadoSER
                           O  S RE completamente.
          DE    RECH
I.2. Selección del Desecante


     Una variedad de desecantes sólidos están disponibles en el mercado para

aplicaciones específicas. Algunos son buenos sólo para la deshidratación del gas,

mientras que otros son capaces de realizar tanto la deshidratación y la eliminación

de componentes de hidrocarburos pesados. La selección del desecante adecuado

para una aplicación determinada es un problema complejo. Para desecantes

sólidos utilizados en la deshidratación de gas, las siguientes propiedades son

deseables (Campbell, 1992; Daiminger y Lind, 2004).


     1. Alta capacidad de adsorción en equilibrio. Esto reduce el volumen de

adsorbente requerido, permitiendo el uso de recipientes más pequeños con

reducción de los gastos de capital y la reducción de calor para la regeneración.


     2. Alta selectividad. Esto minimiza la indeseable eliminación de compuestos

valiosos y reduce los gastos de funcionamiento operacional general.
 
                                                                                                       Capitulo II: Marco Teórico       41


     3. Fácil regeneración. La relativa baja temperatura de regeneración

minimiza las necesidades generales de energía y gastos de funcionamiento.


     4. Baja caída de presión.


     5. Buenas propiedades mecánicas (como la alta resistencia a la compresión,

bajo desgaste, baja formación de polvo
                                                        S                          y gran estabilidad contra el

                                          R  VADOmantenimiento en
envejecimiento). Estos factores reducen SErequisitos de
                               S   RE los
          DER      ECHO con la que se cambian los adsorbentes por
general al disminuir la frecuencia

adsorbentes vírgenes y en consecuencia minimiza el tiempo de parada de la

unidad y así evitar pérdidas asociadas a la producción.


     6. Asequible, no corrosivo, no tóxico, químicamente inerte, de alta

densidad y cambios no significativos de volumen en la adsorción, y desorcion de

agua.


I.3. Tipos de Desecantes


     Los      desecantes               comerciales                más          comunes,              utilizados            en       lechos

deshidratadores, son los de silica gel, tamices moleculares, alúmina activada,

bauxita, bauxita purificada.


     A continuación se muestran las propiedades típicas de los desecantes.




 
                                                                                                          Capitulo II: Marco Teórico   42


                            Propiedades Típicas de Desecantes Sólidos

                                          Densidad                                     Capacidad                Contenido de humedad
                                                              Tamaño de
      Desecante             Forma           Mayor                                       Calórica                mínimo de efluentes de
                                                               partícula
                                           (Lb/Ft3)                                   (Btu/Lb x °F)             gas aproximado.(ppmw)

Alúmina Gel Alcoa
                  Esférica                      52                  1/4”                     0.20                               5-10
     H-151
Activated Alúmina
                  Granular                      52           1/4”-8 Malla                                                        0.1
    Alcoa F-1
       Silica Gel
                           Esférica             49             4-8 Malla                     0.25                               5-10
      Sorbead -R
                                                                               S
                                                                         VADO
                                                                     ESER
       Silica Gel
                           Esférica             45             3-8 Malla  0.25                                                  5-10


                     HOS R o 8-2
      Sorbead -H


                  REC 42-45
    Tamiz Molecular         4-8

               DE
                           Esférica                                                          0.24                                0.1
      Davison-4A              Malla

    Tamiz Molecular        cilindro
                                             40-44            1/8” o 1/16”                   0.24                                0.1
       Linde-4A            extruido



Tabla No 3. Gas Processors Suppliers Association, 1998


• Silica gel


        Es el nombre genérico para un gel fabricado a partir de ácido sulfúrico y

silicato de sodio, es ampliamente utilizado como desecante, que puede utilizarse

para la deshidratación de gases y líquidos, y la recuperación de hidrocarburos de

gas natural.


        La Sílica gel se caracteriza por lo siguiente.


        1. Es muy adecuada para la normal deshidratación de gas natural.

        2. Más fácilmente regenerada que los desecantes por tamices moleculares.



 
                                                                                                      Capitulo II: Marco Teórico   43


     3. tiene alta capacidad de retención de agua, puede absorber hasta un 45%

de su propio peso en agua.

     4. Sus costos son menores comparados a los tamices moleculares y la
alùmina activada.
     5. tiene la capacidad de alcanzar puntos de rocío de -140°F.


     La Silica gel utilizada para el secado de gas natural debe ser la de tipo
                                                                          S
                                                                     VADO
                                                                 ESER
Sorbead. La mayoría de los otros tipos de silica gel producirían finos en contacto


               C HOS R
           DERE
con el agua. Es por eso que Engelhard Sorbead es un desecante de alto

rendimiento.


• Alúmina Activada


     Las alúminas son materiales compuestos de oxido de aluminio (Al2O3). Las

alúminas activadas están generalmente referidas a una clase de óxidos de

aluminio hidrófilo y posee un alto grado de porosidad. Como resultado, exhiben

gran capacidad de adsorber agua. El valor de las alúminas activadas se puede

denominar intermedio, es decir superior a la sílica, pero inferior a los tamices

moleculares, su fundamental utilidad viene siendo la deshidratación de aire, gas

natural, y otros solventes orgánicos. La fuerza de atracción que ejerce la alúmina

hacia el agua es mayor que la que ejerce la sílica ejerce sobre el agua. La alúmina

tiene excelente capacidad de mantener su forma después de haber estado en

contacto con agua y es resistente a la acción de ácidos.


     La aplicabilidad de alúmina activada es preferencial cuando:
 
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  • 1. REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERIA QUIMICA ESCUELA DE INGENIERIA QUIMICA S VADO ESER C HOS R DERE SELECCION DE TECNOLOGIA PARA DESHIDRATACION DE GAS NATURAL EN UNA PLANTA COMPRESORA TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO QUIMICO PRESENTADO POR: BR. ARAQUE VERA, MIGUEL ANGEL CI. 17.085.515 TUTOR ACADEMICO TUTOR INDUSTRIAL Ing. Carla Lopez Ing. Andrés Parra MARACAIBO, 6 DE JUNIO DE 2008
  • 2. S VADO ESER C HOS R DERE SELECCION DE TECNOLOGIA PARA DESHIDRATACION DE GAS NATURAL EN UNA PLANTA COMPRESORA                    
  • 3. AGRADECIMEINTO A mis padres y familiares, por haberme brindado la oportunidad y el apoyo para convertirme en un profesional. Al equipo de N&V, Ing. Andrés Parra, Ing. Ana Virginia Bolìvar, Ing. Carlos Ewing, y al Ing. Jose Luis Gutierrez por su preocupación, colaboración, y la S VADO ESER enseñanza que me dejaron en el desarrollo de esta investigación. HOS R permitido formar parte de su gran equipo A N&V EREC por haberme D consultores, que ejerce una excelente labor. A la Ing. Carla Lopez. Por haberme brindado su completo apoyo, en el área de simulación, y dimensionamiento, de esta investigación A la Ing. Mónica Molero. Gracias a sus tutorías metodológicas y al interés completo que le dio día a día a esta investigación. A todos los que directa o indirectamente ayudaron a la culminación de esta investigación se los agradezco de todo corazón. Muchísimas gracias… Miguel Angel Araque Vera iii
  • 4. DEDICATORIA A Dios todo poderoso, por darme la vida protegerme y guiarme por el buen camino. A mi mama Milagros, por darme la vida, el carácter, fuerza, y apoyo S VADO ESER incondicional para seguir adelante R HOS la vida, la inteligencia, la paciencia, la razón y A mi papaREC DE Rafael, por darme el apoyo incondicional para culminar mis estudios A mis hermanos Rafael Enrique y Maritza Elena, por ser mis hermanos, darme la astucia para defenderme cada día y que gracias a ellos soy lo que soy hoy día. A todos mis familiares, amigos y a todos aquellos que de una u otra manera pudieron influenciarme en la culminación de mi carrera y mi investigación Esto es para ustedes… Miguel Angel Araque Vera   iv
  • 5. ÍNDICE GENERAL                                  Pág. AGRADECIMIENTOS ...................................................................................... iii DEDICATORIA ................................................................................................ iv ÍNDICE GENERAL........................................................................................... v ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................ vii S VADO ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................................... viii ESER RESUMEN ...................................................................................................... ix HOS R ABSTRACT ...................................................................................................... x C DERE INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1 CAPÍTULO I. FUNDAMENTACIÓN 1. Planteamiento y Formulación del Problema................................................. 5 2. Objetivo de la Investigación ......................................................................... 8 2.1. Objetivo General.................................................................................... 8 2.2. Objetivos Específicos ............................................................................ 8 3. Justificación de la Investigación ................................................................... 8 4. Delimitación de la Investigación ................................................................... 9 4.1. Delimitación Espacial ................................................................................ 9 4.2. Delimitación Temporal .............................................................................. 9 CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO 1. Descripción de la Empresa .......................................................................... 11 2. Antecedentes de la Investigación................................................................. 15 3. Bases Teóricas ............................................................................................ 20 3.1. Naturaleza de Gas Natural y Composición Química............................ 20 3.2. Compresión del Gas ........................................................................... 24 3.3. Contenido de Agua en Gas Natural .................................................... 29 3.4. Problemas que representa la presencia de Agua en Gas Natural ...... 31 3.5. Inhibidores de Hidratos ....................................................................... 34 3.6. Sistema deshidratación de Gas Natural............................................. 37 3.7. Simuladores Comerciales ................................................................... 57 4. Mapa de Variable ......................................................................................... 62 5. Definición de Términos Básicos ................................................................... 63   v
  • 6. CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO 3.1 .Tipo de Investigación ................................................................................ 71 3.2.. Diseño de la Investigación ....................................................................... 72 3.3. Población .................................................................................................. 73 3.4. Técnicas de Recolección de Datos ........................................................... 74 3.5. Fase de la Investigación............................................................................ 74 S CAPÍTULO IV. RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN R VADO RESE 1. Análisis e Interpretación de los resultados. .................................................. 108 S DER ECHO CONCLUSIONES ............................................................................................ 137 RECOMENDACIONES .................................................................................... 140 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS................................................................ 141   vi
  • 7. ÍNDICE DE TABLAS 1. Composición Típica de Gas Natural............................................................. .24 2. Propiedades Físicas de Inhibidores de Formación de Hidratos ................... .36 3. Propiedades Típicas de Desecantes Sólidos ............................................... .42 4. Porcentaje de ácidos en la mezcla............................................................... .77 5. Características de Desecante ...................................................................... 104 S VADO 6. Propiedades Físicas de la Regeneración..................................................... 108 R RESE 7. Formato de Matriz de Evaluación para Sistemas de deshidratación de gas S DER ECHO Descarga Planta Compresora.................... 115 natural .............................................................................................................. 112 8. Especificación de Corriente de 9. Composición en Base Seca ......................................................................... 116 10. Composición en Base Húmeda.................................................................. 117 11. Intercambiador de calor Glicol Rico/Glicol Pobre ...................................... 120 12. Intercambiador de calor Glicol Pobre /Glicol Rico ...................................... 121 13. Intercambiador de Gas/Glicol Regenerado ................................................ 121 14. Columna de Absorción ............................................................................... 121 15. Columna de Regeneración (estándar) ....................................................... 122 16. Bomba de Glicol......................................................................................... 122 17. Energía Requerida en Equipos del Proceso .............................................. 122 18. Balance de Masa Columna Absorbedora................................................... 123 20. Balance de Masa Columna Desorbedora................................................... 125 21. Condiciones de entrada lecho de Adsorción ............................................. 128 22. Dimensionamiento Planta de Adsorción con Alúmina Activada ................. 129 23. Energía Requerida en Equipos de Proceso ............................................... 131 23. Consumo de Energía por Volumen de Gas............................................... 131 24. Matriz de Evaluación Sistemas de deshidratación de gas natural…………..135   vii
  • 8. ÍNDICE DE FIGURAS 1. Planta Compresora MOPORO II .................................................................. 29 2. Planta Deshidratadora de Gas Natural con Desencantes Sólidos .............. 47 3. Planta de Deshidratación de Gas Natural por Absorción ............................ 52 4. Contribución del CO2 en Contenido de Agua en el Gas, a varias S Temperaturas y Presiones. .............................................................................. 78 ER VADO 5. Contenido de agua en gas dulce.................................................................. 82 vs ES 6. Equilibrio Punto de Rocío de H O RTemperatura a Varias Concentraciones S ECHO 2 DER de T.E.G........................................................................................................... 86 7. Remoción de Agua Vs Tasa de Circulación de T.E.G a Varias Concentraciones de T.E.G ............................................................................... 88 8. Selección de Ecuación de Estado (EOS) ..................................................... 93 9. Diagrama de Flujo de Proceso: Deshidratación por T.E.G .......................... 95 10. Saturación con H2O de Corriente de Gas de Proceso............................... 96 11. Ingreso de Datos en Torre Absorbedora .................................................... 97 12. Ingreso de Datos en Intercambiadores de Calor........................................ 98 13. Ingreso de Datos en Válvulas de Expansión.............................................. 99 14. Ingreso de Datos de Columna de Regeneración (Rehervidor)................... 100 15. Ingreso de Datos de Bomba de Glicol........................................................ 101 16. Ingreso de Datos de Mezclador. ................................................................ 102   viii
  • 9. Araque V., Miguel Angel. “SELECCION DE TECNOLOGÍA PARA DESHIDRATACIÓN DE GAS NATURAL EN UNA PLANTA COMPRESORA”. Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Química. Trabajo especial de Grado. Maracaibo, Junio, 2008. 135p. RESUMEN La presente investigación tuvo como objetivo la evaluación de tecnologías de deshidratación de gas natural para la planta compresora MOPORO II, con el S propósito de diseñar y evaluar las diferentes alternativas tecnológicas presentes VADO en la industria para la deshidratación de gas natural y poder determinar ESER HOS R diferencias entre ellas , a través del establecimiento de criterios de selección, pre- C dimensionamiento, y simulación de los procesos estudiados de acuerdo a las DERE consideraciones del proceso, y los requerimientos de PDVSA. La metodología aplicada a la investigación fue de tipo descriptiva, ésta estuvo apoyada por datos tomados en campo, revisiones bibliográficas y el uso de la herramienta para la simulación de los procesos ASPEN HYSYS (2006.5). Para llevar acabo el dimensionamiento y simulación de los procesos, se preseleccionaron las tecnologías de absorción por trietilénglicol y adsorción con alúmina activada, donde a cada planta se le hicieron cálculos, de balance de masa y energía, cálculos de regeneración del desecante, y cantidades de desecantes requeridas, así como también se probó un nuevo modelo termodinámico como fue el “glycol package” y a su vez se empleó el modelo Peng-robinson todo en función a los requerimientos exigidos por PDVSA a la descarga de la deshidratadora. A través de los resultados obtenidos y el intercambio de información con los fabricantes, se concluyó, que la tecnología de absorción con trietilénglicol era la más indicada, ya que tenía la facultad de procesar el máximo flujo de gas proveniente de la planta compresora y sus requerimientos energéticos de regeneración versus los de una planta de adsorción eran menores al igual que su numero de equipos. Aunque ambas tenían la capacidad de deshidratar a los requerimientos de PDVSA, la tecnología de deshidratación por adsorción con alúmina activada, además de lo anteriormente mencionado, requería de adecuación previa a la entrada de la planta, el contenido de agua en la mezcla debía ser reducido a las especificaciones del fabricante para que el adsorbente pudiera manejar ese flujo de gas. PALABRAS CLAVES: Evaluación, Trietilénglicol, Alúmina activada, Absorción, Adsorción Mikeway90@hotmail.com   ix
  • 10. Araque V., Miguel Angel. “TECNOLOGY SELECTION FOR NATURAL GAS DEHYDRATION IN A COMPRESSOR PLANT”. Universidad Rafael Urdaneta. Faculty of Engineering. School of Chemical Engineering. Thesis Work. Maracaibo, June, 2008. ABSTRACT The present investigation had as objective the evaluation of technologies of natural gas dehydration for a compressor plant, defined for the project “Compressor plant MOPORO II”, in order to design and to evaluate the different present technological S VADO alternatives in the industry for the natural gas dehydration and to be able to ESER determine differences among them, through establishment of selection criteria, HOS R presizing, and simulation of the processes studied according to the considerations C DERE of the process, and the requirements of PDVSA. The type of methodology applied for this investigation was of descriptive, this was supported by data taken in field, bibliographical revisions and the simulation of the processes thru ASPEN HYSYS, in order to validate the manual calculations of the preselected processes. the technologies of absorption by triethylene glycol and adsorption with activated alumina, were selected, where calculations, of mass balance and energy, calculations of regeneration of the desiccant, and amounts of required desiccant, were estimated to each selected process as well as a new thermodynamic model was tested such as the “glycol package”, though in the end the Peng-Robinson model was the one that delivered the most reliable results, everything in function to the requirements demanded by PDVSA to the outlet of the dehydrator module. Through the obtained results and the exchange of information with the manufacturers, the investigation concluded, that the technology of absorption with triethylene glycol was the most appropriate since it had the capacity to process the maximum flow required by the compressor plant, its energy requirements of regeneration versus those of an adsorption plant were much smaller, also the number of equipment is smaller too, although both had the capacity to dehydrate to PDVSA requirements, the technology of adsorption with activated alumina, in addition to the previous issues mentioned required of previous adéquation to the entrance of the plant, the water content in the mixture had to be reduced to the specifications of the manufacturer. KEY WORDS: Evaluation, triethylene glycol activated Alumina, Absorption, and Adsorption. Mikeway90@hotmail.com   x
  • 11. INTRODUCCIÓN El gas natural, utilizado por los consumidores, es muy diferente al gas natural que es traído desde la cabeza del pozo. Aunque el acondicionamiento de gas natural es en muchos aspectos, menos complicado que el procesamiento y refinación de petróleo crudo, es igualmente necesario antes de que pueda ser usado por los usuarios al final de la cadena. R DOS VAparte importante en la La deshidratación del gas naturalSE una RE juega S DER ECHO deshidratación efectiva previene la formación de producción de gas natural. Una hidratos de gas y la acumulación de agua en los sistemas de transmisión. Actualmente en el Distrito Tomoporo se requiere disponer de un sistema de gas lift para el levantamiento artificial de pozos para elevar su productividad, para esto se le propuso a N&V consultores el diseño de la planta compresora MOPORO II. De acuerdo a los requerimientos de PDVSA se requiere acondicionar la corriente de gas de proceso a la descarga de la planta compresora a un mínimo de 7 LBH2O/MMPCED con la finalidad de evitar la aparición de condensados a la hora de la transmisión de la corriente hasta el pozo El siguiente trabajo se formula basándose en la necesidad de N&V, C.A de evaluar de forma técnica que sistema de deshidratación es el más apropiado para las condiciones de alta presión a las que se encuentra este gas a ser inyectado en los pozos, ya que, en la industria no son comunes procesos de deshidratación a estas condiciones. Se plantea por medio de la selección según criterios previos, 1 
  • 12. dimensionamiento, simulación de los procesos de deshidratación e intercambio de información con los fabricantes, conocer qué tecnología se adapta más a este proceso en particular, con la finalidad de obtener una planta eficiente, de bajo consumo de energía, vida prolongada y fácil operación. En el capítulo I de la presente investigación se establece el planteamiento del S problema, los objetivos, la justificación, el alcance y la delimitación de la R VADO la empresa baja RESE investigación; posteriormente, se describe las generalidades de S DER ECHO estudio, para obtener un conocimiento global sobre esta. El capítulo II, contiene el marco teórico, donde se presentan algunos trabajos realizados anteriormente sobre el tema, y se explica teóricamente las características de los procesos a estudiar, conceptos básicos que soportan el desarrollo del presente estudio y que, permitió utilizarse como aporte documental y técnico para su desarrollo. El capítulo III, define el tipo y diseño de la investigación y la metodología utilizada para la realización de cada uno de los objetivos establecidos; especificando las técnicas de recolección de datos. En el capítulo IV se establecen, los resultados que arrojaron la simulación y dimensionamientos previos de los equipos y la interpretación de estos. Por último, en el capítulo IV se establecen las conclusiones resultantes del estudio realizado, y las recomendaciones propuestas. 2   
  • 13.                                                                                                           Capitulo I: El problema              S VADO             ESER HOS R   C DERE                       CAPITULO I EL PROBLEMA
  • 14.                                                                                                           Capitulo I: El problema  CAPÍTULO I EL PROBLEMA 1. PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA S VADO ESER Actualmente, Venezuela cuenta con amplias reservas de Gas Natural por el C HOS R DERE orden de 147.5 BPC, ubicándose como el octavo país del mundo con mayores reservas probadas de Gas Natural y el primero de América Latina, constituyendo un cuadro fuerte de oferta a largo plazo de este recurso estratégico. El gas natural tiene una participación del 46% en el mercado energético nacional, ahorrando grandes cantidades de petróleo. El 71% de las reservas probadas se encuentran en la zona oriental del país, 24% en la zona occidental, 2.5% en el Norte de Paria, 2.4% en la Plataforma Deltana y el 0.14% en la zona sur. El 90.8% de estas reservas probadas de Gas Natural corresponden a gas asociado al petróleo y 9.2% de gas no asociado. Las expectativas sobre descubrimiento de reservas de gas libre están en el orden de los 39 TPC. (PDVSA Gas, sitio web) 4 
  • 15.       Capitulo I: El problema El gas natural está formado principalmente de metano (70-90%), también puede incluir el etano, propano, butano, pentano, nitrógeno, vapor de agua, sulfuro de hidrogeno, helio y dióxido de carbono. El procesamiento de gas natural consiste en la separación de todos los diversos hidrocarburos líquidos de la corriente de gas natural puro (Metano), para S producir lo que se denomina en ingles "Pipeline quality" gas natural seco. Los R VADO la composición RESE principales gasoductos de transporte imponen restricciones sobre del gas natural que ECH OS DER está permitido en la tubería. Esto significa que, antes de que el gas natural pueda ser transportado debe ser purificado. Mientras que el etano, propano, butano, pentano, nitrógeno, helio, sulfuro de hidrogeno, vapor de agua y otros deben ser retirados como sub-producto, pero esto no significa que todos ellos sean productos de desecho, pues la industria nacional dispone de ellos de forma valiosa en el caso de la industria de refinación y petroquímica. La deshidratación de las corrientes de gas natural por presencia de concentraciones elevadas de vapor de agua, forma parte de las especificaciones para su transporte ya que gran cantidad del agua contenida en las corrientes viene de forma asociada y no puede ser sencillamente retirada con procedimientos fuera de yacimiento, es por esto que se recurren a tratamientos más complejos denominados “deshidratación de gas natural“, los cuales usualmente son de dos tipos, por absorción o adsorción. 5   
  • 16.       Capitulo I: El problema La presencia de concentraciones no permitidas de agua en corrientes de gas natural a alta presión en conjunto con la presencia de niveles suficientes de dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, trae consigo formación de hidratos de carbono que a su vez como consecuencia genera taponamientos y corrosión que se traducen en altos costos de reparación de tuberías y pérdidas económicas para la industria petrolera. R ADOS Vde estimulación de pozos o S RESE El gas natural puede ser utilizado como medio DER ECHO(“Gas Lift”), para ello se requiere comprimirlo para Levantamiento Artificial por Gas elevar la presión hasta la condición de estimulación requerida. Para esto se debe deshidratar el gas, para eliminar la presencia de líquidos y potenciales condensados que puedan estar presentes a la hora de la transmisión del gas hacia el pozo. Actualmente, Petróleos de Venezuela S.A., en el Campo Ceuta - Moporo del Distrito Tomoporo, está desarrollando, a través de N&V C.A., el proyecto “Planta Compresora Moporo II”, en la fase de Ingeniería Básica, con la finalidad de manejar los volúmenes de gas asociados al crudo y cumplir con los requerimientos de gas para levantamiento artificial, según requerimiento del Plan de Negocios 2007-2012. De allí, deriva la necesidad para N&V, C.A. de realizar estudios de tipo conceptual con el objeto de determinar las tecnologías de deshidratación de gas 6   
  • 17.       Capitulo I: El problema natural que mas satisfagan las necesidades técnicas para el proyecto “Planta Compresora Moporo II”. ¿Cuál es la tecnología más adecuada para deshidratación de gas natural a alta presión? S 2. OBJETIVO DE LA INVESTIGACIÓN ESER VADO REC HOS R DEGENERAL 2.1. OBJETIVO Seleccionar la tecnología más adecuada para la deshidratación del gas natural en la futura Planta Compresora Moporo II. 2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Identificar la corriente de gas de proceso. 2. Determinar el contenido de agua presente en el gas natural entrante a la unidad de deshidratación. 3. Preseleccionar las tecnologías de deshidratación de gas factibles para este proceso. 4. Desarrollar los cálculos específicos de dimensionamiento para cada tecnología de deshidratación. 5. Seleccionar la tecnología que represente el esquema técnico mas apropiado para el proceso. 7   
  • 18.       Capitulo I: El problema 3. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN La empresa N&V C.A., como responsable del diseño básico del proyecto “Planta Compresora Moporo II”, persigue con este trabajo de investigación, evaluar las alternativas de deshidratación de gas natural que puedan contrastar con los sistemas de deshidratación por glicoles instalados en la mayor parte del S VADO occidente de Venezuela con la finalidad de conseguir procesos de menor costos R RESE CHOS y de larga duración que garanticen mejoras en los procesos para así lograr un DER mayor alcance en laEsatisfacción de las necesidades de los clientes. Para esta planta compresora, de alta presión de descarga (2500 psig), se requiere determinar a partir de este estudio, que tecnologías de deshidratación serían las más adecuadas para operar a esta presión. Así mismo, se desea que esta investigación sea de gran aporte para la Universidad Rafael Urdaneta y sirva de referencia para futuros trabajos de investigación enfocados en el área de deshidratación de gas natural. 4. DELIMITACIÓN 4.1. DELIMITACIÓN ESPACIAL El trabajo Especial de Grado se desarrolló en la empresa N&V C.A, en el Departamento de Ingeniería II. La sede está ubicada en la calle 71 esquina con Av.16 Nº 16-33, Sector Paraíso, Maracaibo, Edo. Zulia. 4.2. DELIMITACIÓN TEMPORAL 8   
  • 19.       Capitulo I: El problema Este trabajo se llevó a cabo en un periodo de (6) meses comprendidos entre junio del 2008 y diciembre del 2008   S VADO ESER C HOS R DERE 9   
  • 20.                                                                                                               S VADO             ESER HOS R   C DERE                       CAPITULO II MARCO TEÓRICO
  • 21.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico  CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA S R VADO fundada en RESE N&V, C.A, es una empresa privada netamente venezolana, OS junio DE ECHun grupo de ingenieros venezolanos, 1988, R por especializada fundamentalmente, en la prestación de servicios en el área de la Ingeniería de Consulta, Construcción, Mantenimiento, Pruebas y Puesta en Marcha de Instalaciones Eléctricas de la Industria Nacional, dotada de un espíritu de profesionalismo en la asistencia prestada para responder a las necesidades del mercado y de todo el parque industrial del país. Actualmente N&V, C.A, responde a la Industria Petrolera, Petroquímica, Carbonífera, Eléctrica y de Manufactura Nacional en General, con servicios Multidisciplinarios, apoyándose en una organización estable que soporta y contempla todas sus operaciones, a través de un equipo de profesionales y técnicos que actúan conjuntamente con sus proveedores y clientes, en un ambiente de alta sinergia, empeñados en proporcionar un resultado exitoso con la culminación de sus trabajos. 11
  • 22.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 12 • Misión de N&V C.A Proveer a los diversos sectores económicos nacionales e internacionales de los Servicios de Ingeniería, Asistencia Técnica, Construcción, Mantenimiento y Pruebas de Instalaciones, con excelencia y solidez corporativa garantizando la satisfacción de nuestros Clientes y contribuyendo con el desarrollo S VADO ESER social. C HOS R • DERE Visión de N&V C.A Consolidarse como una empresa líder a nivel nacional e internacional en la prestación de servicios de Ingeniería, Construcción, Mantenimiento y Pruebas de Instalaciones, garantizando la plena satisfacción de nuestros clientes. • Objetivos 1. Desarrollar y mejorar la capacidad para cumplir con los requisitos acordados con los clientes en cada proyecto, obra o servicio. 2. Mejorar continuamente los niveles de satisfacción de los clientes. 3. Mejorar continuamente los procesos existentes e implementar nuevos procesos eficaces que permitan un mejoramiento continuo en la organización y en el Sistema de Gestión de la Calidad. 4. Proporcionar una formación acorde a las competencias requeridas por el personal para realizar las actividades asignadas.  
  • 23.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 13 • 0Políticas de N&V C.A Proveer Servicios de Ingeniería, Asistencia Técnica, Construcción, Mantenimiento y Pruebas de Instalaciones, logrando la satisfacción de nuestros clientes a través del cumplimiento de los requisitos de nuestro Sistema de Gestión de la Calidad y Mejorando continuamente su eficacia, apoyados en la alta S VADO ESER competencia de nuestro personal y en la gestión eficiente de los procesos y C HOS R DERE recursos. Es el Compromiso de la Alta Dirección velar el cumplimiento de esta Política. • Seguridad, Higiene y Ambiente Asegurar que las diferentes actividades realizadas por N&V C.A., se ejecuten en condiciones óptimas de Seguridad, Higiene y Ambiente. Garantizar en todo momento la integridad física de los trabajadores notificando los riesgos a los que pudiesen estar expuestos; así como también la protección de las instalaciones, equipos y propiedades propios y de terceros.Evitar la generación de contaminación que pueda afectar negativamente a la comunidad y al ambiente. Dar a conocer a todo el personal Gerencial, Administrativo, Supervisorio y Técnico las normas y procedimientos, así como el marco legal vigente, a fin de garantizar una operación segura en todas las actividades que se ejecuten.  
  • 24.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 14 Servicios • Áreas La experiencia acumulada en 20 años, ha permitido ejecutar innumerables proyectos y/o trabajos en el desarrollo de Ingeniería, en la ejecución de Montajes Especializados, en la Construcción, Mantenimiento, Pruebas y Puesta en Marcha S VADO ESER de diferentes instalaciones tales como: 1. SubestacionesC HOS R Media Y Baja Tensión. DERE Eléctricas en Alta, 2. Líneas de Transmisión y Distribución. 3. Plantas de Generación Eléctricas, a Vapor, a Gas y Eólicas. 4. Facilidades de Producción y Manejo Petrolera y Gasífera. 5. Instalaciones Petroleras de Refinación y Procesamiento de Crudos. 6. Plantas Petroquímicas. 7. Plantas Industriales de Proceso y Manufactura. 8. Plantas Para Tratamiento de Agua. • Actividades Los servicios que ofrece, en las instalaciones referidas, incluyen actividades tales como: CONSULTORÍA: Estudios, Asesorías, Evaluaciones, etc. DISEÑOS: Ingenierías en Fase Conceptual, Básica y de Detalle. PROYECTOS: IC / IPC / IPGC.  
  • 25.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 15 MONTAJES: Equipos Eléctricos Mayores, Auxiliares e Instrumentos. PRUEBAS: De Arranque y Puesta en Marcha. MANTENIMIENTO: Eléctrico y de Instrumentos en General. ASISTENCIA TÉCNICA: Supervisiones e Inspecciones de Fabricación de Equipos y Obras. S VADO 2. ANTECEDENTES ER Ciangherotti Ballestero, S RES Rodríguez González, Maureen ECHO Marielena; DE Rrealizaron el trabajo especial de grado “Factibilidad Técnico Vanessa (2004), Económica para la Extracción de Líquidos del Gas Natural del Campo Mara Este” para optar al título de Ingeniero Químico en La Universidad Del Zulia. El trabajo tuvo como Objetivo retomar el proceso de extracción de líquidos en el Campo “Mara Este” que no está en funcionamiento, y por medio de la evaluación de tres procesos incluyendo al previo ya instalado, demostrar cual se ajustaba más a los criterios técnicos y económicos. Para el desarrollo de este proyecto se utilizaron las investigaciones de los siguientes autores como marco de sustentación; 1) Fang, Y., González, V. “Optimización del Sistema de Extracción de los Líquidos del Gas natural y del Gas rico en Etano en una Planta Compresora”. Universidad del Zulia. Maracaibo (2004). 2) De Turris, A. “Metodología de Selección de Esquemas de Proceso para la Recuperación de Líquidos del Gas natural (LGN)”. Universidad del Zulia. Maracaibo (2002). 3) Castro, k. “Evaluación de  
  • 26.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 16 Alternativas en Procesos de Extracción de Líquidos del Gas Natural”. Universidad del Zulia. Maracaibo (2001). Para abordar metodológicamente la investigación (Factibilidad Técnico Económica para la Extracción de Líquidos del Gas Natural del Campo Mara Este) se compararon tres procesos de extracción, entre ellos el utilizado S VADO anteriormente en la planta. Los procesos comparados fueron: absorción ESER HOS R refrigerada, refrigeración en cascada y turboexpansión. Luego se realizó la REC a E simulaciónDtravés del programa PRO/II, obteniéndose los balances de masa y energía. Se diseñaron los equipos y se analizó la rentabilidad del proyecto utilizando los indicadores de Valor presente Neto y Tasa interna de Retorno. Como Resultado de dicha comparación mediante criterios técnicos y económicos, el proceso por turboexpansión resulto ser el más adecuado. Se concluyó que el proyecto era económicamente atractivo, por lo que se recomendó realizar un estudio de ingeniería de detalle y de integración de secciones de tratamiento del gas natural y fraccionamiento del producto obtenido. Este trabajo de investigación sirvió de apoyo para esta investigación ya que estableció criterios técnicos y económicos para el diseño de plantas de extracción de líquidos del gas natural, cuestión que se encuentra en común con este presente proyecto y da una cierta orientación en cuanto qué criterios se deben tomar en cuenta a razón de la selección de equipos, dimensionamiento, y EOS  
  • 27.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 17 (ecuaciones de estado). Es por ello que el proyecto anteriormente mencionado representó una gran ayuda para esta investigación en desarrollo. Leal Montiel, Carlos Alberto (2003), realizó el trabajo especial de grado “Evaluación Técnico-Económica de Procesos para el Control de Punto de Roció de un Gas Natural” para optar al título de Ingeniero Químico en La Universidad Del Zulia. Este trabajo tuvo como objetivo el diseño y evaluación de S VADO ESER diferentes plantas de control de punto de roció a través del simulador de procesos C HOS R DERE PRO/II 5.0, con el fin de proporcionar y establecer diferencias que definieran el sistema de deshidratación más conveniente de acuerdo a los requerimientos establecidos y así luego evaluar económicamente el sistema más apropiado en función de costos, y capacidad optima de operación. Para el desarrollo de este proyecto se utilizaron las investigaciones de los siguientes autores como marco de sustentación; 1) Gil, V. Marilaura, Bracho, Gustavo. “Evaluación del Sistema de Purificación del Propano de Reciclo de una Planta de Olefinas” Tesis de grado. Universidad del Zulia (2000). 2) Izarra, S. Jorge, E. “Simulación de una Planta de manufactura de Solventes Alifáticos Livianos” Tesis de Grado, Universidad del Zulia (2002). Para llevar a cabo los diseños y simulaciones, se hizo una revisión a los sistemas y los equipos que lograran satisfacer dichas necesidades. Se hicieron evaluaciones típicas tales como: Balance de masa y energía, selección de equipos dependiendo del sistema que se fuera a utilizar, todo en función a las composiciones de entrega del gas que se fuera a tratar. Luego del  
  • 28.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 18 dimensionamiento de los equipos y los sistemas, se procedió a simular para lo cual se selecciono la EOS (Peng-Robinson). Como resultado de dicha investigación se concluyó, a través de la comparación de dichos sistemas diseñados y evaluados técnico-económicamente, que a las condiciones de operación para la planta de deshidratación, se podría trabajar sin limitante y acorde a su capacidad de procesamiento requerida. S VADO ESER HOS R El modelo termodinámico específico de glicol ayudó, por medio del REC simulador, DE a reproducir resultados satisfactorios de la torre absorbedora, regenadora e intercambiadores de calor, dónde el intercambio de calor de fluidos (Glicol pobre y Glicol regenerado), no presentaron ninguna limitación en cuanto a capacidad de calor transferido entre fluidos. Y por último, se pudo demostrar que la planta más conveniente para el control de punto de rocío, fuera por medio de enfriamiento por separación, dado a que al comparar los análisis económicos, se pudo observar una diferencia notable en cuanto a los bajos costos de este sistema comparado a las otras plantas seleccionadas. Los trabajos de investigación representan aportes muy valiosos en este proyecto debido al enfoque que se le da a los criterios de selección de tecnologías, selección de EOS (ecuación de estado), y simulador de procesos, y se puede apreciar que está íntimamente relacionado con esta investigación debido  
  • 29.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 19 a su carácter evaluativo, además de orientar en cuanto a qué criterios utilizar para su diseño, evaluación, tanto técnico como económicamente. Bohórquez Naverán, Juan Carlos (2002), realizó el trabajo especial de grado “Evaluación del Sistema de Deshidratación de Propano de la Planta de Fraccionamiento Bajo Grande”, para optar al título de Ingeniero Químico en La Universidad Del Zulia. El presente trabajo tuvo como objetivo la evaluación del S VADO ESER sistema de deshidratación de la Planta de Fraccionamiento Bajo Grande con la C HOS R DERE finalidad de mejorar la eficiencia del proceso debido a los altos contenidos de humedad en el propano producido en la planta. Para el desarrollo de este proyecto se utilizaron las investigaciones de los siguientes autores como marco de sustentación; 1) Giannetto, G., Montes, A., Rodríguez, G. “Zeolitas, Características, Propiedades y aplicaciones Industriales”. Editorial Innovación Tecnológica Facultad de Ingeniería, Universidad Central de Venezuela (2000). 2) Graterol, J., Medina, E. “Evaluación de Algunos Parámetros de Deshidratación y Endulza miento de Gas Natural con Tamices Moleculares”. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia, Octubre (1981). Para este estudio se evaluó el contenido de humedad en las alimentaciones de la planta, y en las corrientes de entrada y salida de las torres secadoras M-301 A/B, rellenas con tamices moleculares, también se recolectaron los datos de operación de diseño y de operación real de manera que a través de simulaciones  
  • 30.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 20 de proceso se pudiera predecir el contenido de humedad en la corriente de propano. Posteriormente se evaluó la operación de los ciclos de regeneración de los lechos de tamiz. Luego de seleccionada la EOS (Peng-Robinson) se simuló la torre despropanizadora, y se realizaron los cálculos para estimar los tiempos de ruptura de las torres secadoras, se midió la presión, flujo y temperatura durante el proceso S VADO ESER de secado. HOS R la corriente de LGN proveniente de la Como resultado C encontró que DERE se planta Lamar Liquido era la que aportaba mas humedad a la corriente del sistema. El contenido de humedad en la corriente de salida de las torres secadoras M-301 A/B variaba continuamente debido a que el proceso de adsorción era muy sensible a las variaciones de temperatura que eran producto de la corriente de tope de la columna V-301 que alimentaba propano a las torres secadoras. Por último la presencia residual de humedad en el lecho de tamiz luego de un ciclo de regeneración, reducía el tiempo de operación de secado para mantener la humedad en los niveles especificados y en consecuencia aumentando el número de ciclos de operación. Por último era factible la formación de hidratos en los tubos enfriadores en los sistemas de refrigeración de la planta, si las condiciones de operación presentes en el estudio continuaran. 3. BASES TEORICAS 3.1. NATURALEZA DE GAS NATURAL Y COMPOSICION QUIMICA  
  • 31.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 21 El gas natural es una mezcla en proporciones variables de compuestos gaseosos de naturaleza tanto orgánica como inorgánica. El grupo de naturaleza orgánica, está constituido por hidrocarburos parafínicos o también denominados alcanos. Estos, aportan normalmente mas del noventa (90%) en volumen del gas natural y están formados por los siguientes componentes: metano (CH4), etano S VADO (C2H6), propano (C3H8), iso-butano (C4H10), iso-pentano (C5H12), hexanos (C6H14) y ER heptanos y más pesados (C ), esteRES la representación de la sumatoria S ECHO restantes más pesados, causado por la + último, es 7 DER de los componentes orgánicos composición de cada uno de ellos en forma individual, la cual es muy pequeña y por ende resulta impráctico expresarlos de esa forma. Los cinco primeros de la serie nombrada (metano- butanos) son gases a temperatura y presión ambiente, los restantes pentanos y más pesados, son líquidos más ligeros comparados con el agua e insolubles en ella, pero si los son en otros compuestos orgánicos (alcohol, éter, benceno). Todos son excelentes combustibles reaccionando con el oxigeno del aire para generar abundante calor y producir dióxido de carbono y agua. (1) CH4 + 2O2 → 2H2O + CO2 Esta afinidad por el oxigeno en reacciones de combustión, es de tal naturaleza, que para ciertas mezclas de aire-alcanos la reacción es tan violenta  
  • 32.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 22 que resulta explosiva. Estructuralmente, las moléculas de estos componentes orgánicos están formadas por átomos de carbono e hidrogeno enlazados mediante uniones electrónicas covalentes y formando cadenas lineales ramificadas. El segundo grupo de componentes que forman el gas natural, lo constituyen S los componentes inorgánicos estos aportan normalmente menos del 10% en R VADO carbono (CO ), RESE volumen del gas natural y están representados por dióxido de S ECHO nitrógeno (N ), además de los componentes 2 DER sulfuro de hidrogeno (H S) y 2 2 anteriores, también se encuentra presente el agua (H2O) en cantidades variable, dependiendo de las condiciones de presión y temperatura a la cual se encuentra el gas. El agua a condiciones de bajas temperaturas y altas presiones, al mezclarse con los hidrocarburos presentes en el gas natural forma unos compuestos sólidos de composición variable denominados Hidratos. (2) CH4 + nH2O → CH4 • n(H2O) Los hidratos bloquean las líneas, reducen la capacidad de transferencia de intercambiadores de calor, taponan válvulas y en general, cuando se dan las condiciones señaladas de temperatura y presión, la formación de hidratos constituye un serio problema en el manejo y procesamiento del gas natural; por esta razón el gas se trata en unidades deshidratadoras con glicol o lechos fijos de  
  • 33.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 23 algún desecante solido como agentes deshidratantes, tema que es profundamente desarrollado posteriormente en esta investigación. Algunos compuestos aromáticos tales como el Benceno, tolueno y Xileno también pueden presentarse, es por ello que deben incrementarse las medidas de seguridad debido a la toxicidad que representan. Otros componentes S VADO ESER contaminantes ácidos en bajos porcentajes se pueden presentar como los C HOS R DERE mercaptanos (R-SH), sulfuro de carbonilo (COS) y disulfúro de carbono (CS2) pueden estar presentes en pequeñas cantidades (Barberii, E. 1998) El gas natural recibe denominaciones de acuerdo a sus condiciones en el yacimiento, la proporción de sus componentes, su contenido de azufre y los productos obtenidos a partir de su procesamiento.  
  • 34.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 24 Composición Típica de Gas Natural Compuesto Fracción Molar Metano 0.8407 Etano 0.0586 Propano 0.0220 I-Butano 0.0035 S n-Butano VADO 0.0058 ESER 0.0027 HOS R i-Pentano C DERE n-Pentano 0.0025 Hexano 0.0028 Heptanos y más pesados 0.0076 Dióxido de Carbono 0.0130 Sulfuro de Hidrogeno 0.0063 Nitrógeno 0.0345 Total 1.0000 Tabla.No1. Natural Gas Engeneering Handbook, Guo & Ghalambor, 2005 3.2. COMPRESION DE GAS NATURAL I. Gas Comprimido El gas se transporta por tuberías “gasoductos” cuyos diámetros pueden variar, según el volumen y la presión requerida de transmisión. La longitud del gas ducto puede ser de unos cientos de metros a miles de kilómetros, según la fuente de origen del gas y los mercados que lo requieran.  
  • 35.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 25 A medida que las distancias para transportar gas sean más largas, se presenta la consideración de comprimir el gas a presiones más elevadas para que llegue a los diferentes puntos de entrega en la ruta de la red de gasoductos. Esto significa la necesidad de instalar estaciones de compresión en ciertos puntos. La compresión es un factor económico importante en la transmisión de gas por S VADO gasoductos largos (Barberii, E. 1998). ESER C HOS R DERE II. Planta de Compresión de Gas La compresión del gas se puede hacer por etapas. Generalmente se emplean tres etapas de compresión para satisfacer las presiones requeridas, al tomarse en consideración la presión de entrada y la de salida, la relación de compresión, la temperatura de entrada y de salida, el peso molecular del gas, para determinar la potencia de compresión requerida para determinado volumen fijo de gas. A esto se le denomina “Planta de Compresión”. En la práctica, considerando todos los rangos de las variables antes mencionadas, la potencia de la primera etapa puede estar entre 30 y 120 caballos de potencia (c.d.p), la segunda, entre 120 y 250, y la tercera, entre 250 y 325. Estos rangos de etapas y potencia cubren presiones de descarga desde 25 a 3500 Lppc, ósea desde 1,75 a 246 kg/cm2. (Barberii, E. 1998).  
  • 36.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 26 III. Gas Lift. La compresión de gas es usada en todos los aspectos de la industria de gas natural incluyendo “Gas lift”. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que S VADO ESER abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a C HOS R DERE aplicar antes de que la producción natural cese completamente. IV. Descripción del Proceso (Planta Compresora Moporo II) El gas proveniente del cabezal de baja presión, próximo a la estación de flujo EF 8-7, ingresará al depurador de entrada V-3101 con un flujo máximo de 165,0 MMPCED, 90,0 ºF y una presión controlada de 55,0 psig. La corriente de tope del depurador, será dirigida hacia los tres (3) módulos de compresión. En el Módulo de Compresión 2A, la corriente será recibida en el depurador 1era. Etapa V-32A01. El gas de salida de éste se dirigirá al compresor de baja presión, K-32A01, donde será comprimido desde 50,0 psig / 83,85 ºF hasta 204,5 psig / 248,6 ºF, y enviado hacia el enfriador por aire 1era. Etapa, E-32A01, para bajar la temperatura del gas hasta 120,0 ºF. Luego, el gas ingresará al depurador de 2da. Etapa V-32A02. En caso de ser requerido, debido a que el compresor de baja presión se aproxime al punto de oleaje, una fracción de la corriente de salida  
  • 37.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 27 del enfriador E-32A01 será empleada como recirculación y enviada nuevamente hacia la entrada del depurador 1era. Etapa, V-32A01. El gas de tope del depurador 2da. Etapa V-32A02 irá a la succión del compresor de media presión, K-32A02, donde será comprimido desde 198,5 psig / 117,7 ºF hasta 727,7 psig / 294,8 ºF, y enviada al enfriador por aire 2da. Etapa, E- S VADO debido a que el 32A02, para bajar la temperatura del gas hasta 120,0 ºF. Luego, el gas ingresará R al depurador de 3era. Etapa V-32A02. En SEde ser requerido, RE caso compresor deER CH seS EpresiónO aproxime al punto de oleaje, una fracción de la D media corriente de salida del enfriador E-32A02 será empleada como recirculación y enviada nuevamente hacia la entrada del depurador 2da. Etapa V-32A02. La corriente de tope del depurador 3era. Etapa V-32A03 irá a la succión del compresor de alta presión K-32A03, donde será comprimida desde 721,7 psig / 119,9 ºF hasta 2.500,0 psig / 300,8 ºF, y enviada al enfriador por aire 3ra. Etapa, E-32A03, para bajar la temperatura del gas hasta 120,0 ºF. Luego, el gas ingresará al depurador descarga V-32A04. En caso de ser requerido, debido a que el compresor de alta presión se aproxime al punto de oleaje, una fracción de la corriente de salida del enfriador E-32A03 será empleada como recirculación y enviada nuevamente hacia la entrada del depurador 3era. Etapa V-32A03. La corriente de tope del depurador descarga V-32A04 se unirá con la corriente de descarga de los otros dos módulos de compresión, constituyendo la corriente de gas que será enviada hacia el cabezal de inyección de gas a pozos.  
  • 38.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 28 En todo el proceso, los condensados generados en cada etapa de compresión serán recuperados en forma de cascada, desde la etapa de mayor presión a la de menor presión, enviándolos desde el depurador descarga V-32A04 hacia el depurador de 3ra. Etapa V-32A03, luego al depurador 2da. Etapa V- 32A02, y, finalmente, al depurador 1ra. Etapa V-32A01. Luego, los condensados se descargarán hacia el separador atmosférico V-3103. Desde éste, el líquido se S VADO ESER enviará, mediante las bombas P-3103 A/B, hacia el recolector de condensado V- C HOS R DERE 3102, y desde aquí, a través de las bombas P-3102 A/B, hacia el cabezal de producción de la estación de flujo EF 8-7. La presión de la corriente de alimentación de gas al depurador de entrada V- 3101 y al depurador 1ra. Etapa V-32A01 será controlada en 55,0 y 50, 0 psig, respectivamente, mediante las válvulas controladoras de presión que estarán ubicadas en las líneas de alimentación al depurador de entrada V-3101 y al depurador 1ra. Etapa V-32A01. El flujo de recirculación o anti-oleaje, en cada etapa del compresor, será regulado por una válvula controladora de flujo que recibirá la señal del PLC de Control de la unidad de compresión, de acuerdo a la estrategia de control anti- oleaje. La variable de control de proceso en los depuradores de 1era, 2da, 3era etapa y del depurador de descarga V-32A01, V-32A02, V-32A03 y V-32A04,  
  • 39.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 29 respectivamente, será el nivel de líquido, regulado por las respectivas válvulas de control de nivel. Planta Compresora MOPORO II S VADO ESER C HOS R DERE Figura No1 Diagrama de flujo planta compresora MOPORO II, N&V, C.A. 3.3. CONTENIDO DE AGUA I. Contenido de Agua en Gas Natural La solubilidad del agua en el gas natural se incrementa con la temperatura y disminuye con el aumento en la presión. La presión de sales en el líquido reduce el contenido de agua en el gas. El contenido de agua en gas natural no procesado generalmente esta alrededor de unos pocos cientos de libras de agua por millón pies cúbicos estándar de gas (LBM/MMPCED), mientras que normalmente en los  
  • 40.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 30 gasoductos se requiere como especificación el contenido de agua en un rango de 6-8 (Lb/MMPCND) (Natural Gas Engineering Handbook,Guo & Ghalambor, 2005) II. Control de Punto de Rocío. El contenido de agua en un gas natural es indirectamente indicado por el punto de rocío, definido como la temperatura y presión a la que el gas natural está OS saturado con agua. En el punto de rocío el gas esta en equilibrio con el agua VADen la presión causará líquida, cualquier descenso en la temperaturaER S RES o incremento DER ECHO que el vapor de agua empiece a condensar. La diferencia entre la temperatura de punto de roció de una corriente saturada en agua y la misma corriente luego de ser deshidratada se le denomina depresión del punto de rocío (Natural Gas Engineering Handbook,Guo & Ghalambor, 2005). Esta especificación es necesaria para prevenir la condensación de agua en las tuberías debido a que la presencia de agua libre es propicia a la formación de hidratos. Por ejemplo una especificación de 14 lbs de agua/MMPCED es equivalente a un punto de roció de -9 °C. III. Determinación del Contenido de Agua Es esencial estimar con precisión el vapor de agua saturado contenido en una corriente de gas natural, para el adecuado diseño y operación de un sistema de deshidratación. Para muchos sistemas la tabla de Mcketta y Wehe (1958), generada con datos empíricos, proporciona un estándar para determinación de contenido de agua en gas. Esta tabla puede ser utilizada para predecir el  
  • 41.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 31 contenido de agua saturada en corrientes de gas dulce, en gasoductos de gas natural. Otros métodos están disponibles para este fin, incluida la de correlaciones McCarthy, Boyd, y Reid (1950), y la ley de Dalton de presiones parciales, la cual es válida para estimar el vapor de agua contenido en el gas cerca de presiones atmosféricas (Natural Gas Engineering Handbook,Guo & Ghalambor, 2005). S El H2S y CO2 pueden contener más agua saturados, que el metano o VADO ESER C HOS R cualquier otra mezcla de gas dulce. Las cantidades relativas pueden variar DERE dependiendo de la temperatura y presión. Para sistemas de gases ácidos las tablas 20-8,20-9, de el GPSA son de común uso para determinar el contenido de agua en una mezcla acida. 3.4. PROBLEMAS QUE REPRESENTA LA PRESENCIA DE AGUA EN GAS NATURAL Como anteriormente mencionado, cuando el gas natural contiene agua, que a la vez, condensa dentro de las tuberías y otros recipientes, puede generar problemas que pudieran llegar a ser graves. A continuación se mencionan algunos de ellos. I. Formación de Hidratos Los hidratos de gas natural son compuestos sólidos cristalinos formados por la combinación química de gas natural y agua bajo presión y temperatura considerablemente por encima del punto de congelamiento del agua. Los hidratos  
  • 42.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 32 frecuentemente se consideran responsables por dificultades operativas en cabezales de pozo (Wellheads), gasoductos, y otros equipos de procesamiento de gas natural. Los hidratos se forman cuando la temperatura está por debajo de cierto grado específico, a esta temperatura se le llama punto de formación de hidrato. El punto de formación de hidrato podría ser menor o igual que la temperatura de S VADO ESER HOS R punto de roció del gas. C DERE Las formulas químicas de algunos hidratos de gas natural son: Hidratos de Metano: CH4 • 7H2O Hidratos de Etano: C2H6 • 8H2O Hidratos de Propano: C3H8 • 18H2O Los cristales de los hidratos se asemejan a hielo o a nieve en apariencia, pero no tiene la estructura sólida del hielo, son mucho menos densos, y exhiben propiedades que generalmente están asociadas a componentes químicos. El componente principal en su estructura es el agua en un 90%. Para disminuir el punto de rocío y corregir la formación de hidratos se utiliza metanol, etilénglicol, trietilénglicol, dietilénglicol, y tetraetilénglicol. Condiciones principales que favorecen su formación Durante la operación gas natural, es necesario definir, y por tanto evitar, condiciones que promuevan la formación de hidratos. Esto es esencial porque los  
  • 43.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 33 hidratos pueden obstruir tuberías, reducir la capacidad de transferencia de intercambiadores de calor, tapar válvulas, formar ácidos y en su consecuencia generar corrosión. Estas condiciones se pueden describir de la siguiente manera (Deshidratación del Gas natural, Marcías J. Martínez): a. Condiciones primarias. S VADO ESER El gas debe estar en o por debajo del punto de roció del agua. HOS R ‐ C DERE ‐ Bajas temperaturas. ‐ Altas presiones. b. Condiciones secundarias. • Altas velocidades. • Pulsaciones de presión. • Cualquier tipo de agitación. • La introducción de un pequeño cristal de los hidratos. • La presencia de termopozos o escamas en la tubería Principales razones para prevenir la formación de hidratos son: • Prevenir el taponamiento de las tuberías de transmisión debido a los procesos fríos (descensos de las temperaturas) • Prevenir la corrosión de la tubería por la presencia de H2S y CO2.  
  • 44.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 34 • Obtener el punto de rocío requerido para la venta de gas equivalente a 7 Lb/MMPCED. • Evitar los daños que se le producen a los alabes de las turbinas y demás equipos rotativos. • Evitar el taponamiento de los intercambiadores criogénicos o cajas frías. S VADO 3.5. INHIBIDORES DE HIDRATOS ESER C HOS R DERE En aquellas situaciones donde los cálculos predicen la formación de hidratos, ello puede prevenirse mediante la deshidratación del gas o liquido, para eliminar la condensación de agua en cualquier fase (liquida o sólida). En algunos casos la deshidratación de gas no suele ser una solución práctica ni económicamente viable. En estos casos la inhibición puede ser un método efectivo para prevenir la formación de hidratos. La inhibición utiliza inyección de uno de los glicoles o metanol a una corriente de proceso, donde se puede combinar con la fase acuosa condensada para bajar la temperatura de formación de hidratos a una presión determinada. Ambos glicol y metanol, pueden ser recuperados en la solución acuosa, regenerados y reinyectados. Para procesos de inyección continua con temperaturas de -40°F, uno de los glicoles usualmente ofrece una alternativa económica positiva, en comparación al metanol el cual es obtenido por recuperación en un proceso de destilación. A condiciones criogénicas (por debajo de -40°F) el metanol  
  • 45.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 35 usualmente es preferible, porque la viscosidad del glicol a esas temperaturas hace que la separación sea un proceso poco efectivo. El etilénglicol (EG), dietilénglicol (DEG), y trietilénglicol (TEG) son los más comúnmente usados para la inhibición de formación de hidratos por medio de inyección. El más popular ha sido el etilen glicol por su bajo costo, baja viscosidad, y baja solubilidad en hidrocarburos líquidos (Gas Processors Suppliers S VADO ESER HOS R Association, 1998). C DERE A continuación se presenta las propiedades físicas de los inhibidores de formación de hidratos.  
  • 46.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 36 ‐ Propiedades Físicas de Inhibidores de Formación de Hidratos Etilen Dietilen Trietilen Tetraetilen Metanol Glicol glicol glicol glicol Formula C2H6O2 C4H10O3 C6H14O4 C6H18O5 CH3OH Peso Molecular 62.1 106.1 150.2 194.2 32.04 Punto de Ebullición 387.1 472.6 545.9 597.2 148.1 @ 760mmhg,°F Punto de Ebullición 197.3 244.8 285.5 314 64.5 @ 760mmHg,°C Presión de Vapor @ 0.12 < 0.01 <0.01 <0.01 120 77°F (25°C), mmHg S Densidad (g/cc) @ VADO 1.1120 ESER 1.110 1.1131.119 0.790 HOS R 1.088 77°F (25°C) REC 1.085 Densidad (g/cc) @ 1.092 1.092 0.790 140°F (60°C) DE Libras por Galón @ 9.26 9.29 9.34 9.34 6.59 77°F (25°C) Punto de 8 17 19 22 -144.0 Congelacion,°F Punto Pobre(Pour - -65 -73 -42 Point), °F Viscosidad en Centipoise @ 77°F 16.5 28.2 37.3 44.6 0.52 (25°C) Viscosidad en Centipoise @ 140°F 4.68 6.99 8.77 10.2 0.52 (60°C) Tensión de Superficie (surface 47 44 45 45 22.5 tensión) @ 77°F (25°C), dynes/cm Índice de Refracción @ 77°F (25°C) 1.430 1.446 1.454 1.457 0.328 Calor Especifico @ 77°F (25°C) Btu/Lb 0.58 0.55 0.53 0.52 0.60 x °F Punto de Encendido, °F 240 255 350 400 53.6 (PMCC) Punto de Inflamacion,°F 245 290 330 375 (C.O.C) Tabla No2. Gas Processors Suppliers Association, 1998  
  • 47.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 37 3.6. SISTEMAS DE DESHIDRATACION DE GAS NATURAL La deshidratación del gas natural consiste en la disminución del contenido de vapor de agua asociado como no asociado en estado liquido o de vapor que se encuentra en equilibrio con la masa gaseosa, y es removida por las siguientes razones (Handbook of Natural gas Transmissión and Processing). S R VADO 1. Gas natural a condiciones específicas puede mezclarse con líquido o OS RESE vapor libre para formar hidratos que pueden tapar las líneas. 2. El agua RECH DE puede condensar en la línea, causando “slug flow” es decir un flujo viscoso o en forma de lodo, ocasionando posible erosión o corrosión en las líneas. 3. El contenido de agua incrementa el volumen y disminuye la carga calórica del gas natural. 4. Para requerimientos comerciales de las líneas el contenido de agua en el gas debe cumplir con la especificación de 7 lb de H2O por MMPCED como máximo, eso dependerá de las necesidades que plantee cada proceso. Técnicas para deshidratar gas natural La deshidratación del gas natural puede hacerse con los siguientes procesos (Deshidratación del Gas natural, Marcías J. Martínez): I. Adsorción; utilizando un sólido que adsorbe el agua específicamente, como el tamiz molecular (molecular sieves), gel de sílice (sílica gel y aluminatos. II. Absorción; usando un liquido higroscópico como el glicol. III. Inyección; bombeando un liquido reductor del punto de rocío, como el metanol o monoetilénglicol.  
  • 48.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 38 IV. Expansión; reduciendo la presión del gas con válvulas de expansión (Joule-thomson) o un turboexpansor y, luego, separando la fase liquida que se forma. De estos procesos fueron evaluadas las tecnologías de adsorción y absorción debido a que las otras dos alternativas ofrecidas presentaban S VADO restricciones en su implantación que no las hacían viables, restricciones que son explicadas en el capitulo III de esta investigación.R E O S RES DE RECH I. Deshidratación por Adsorción Con Desecantes Sólidos Los sistemas de deshidratación por desecantes sólidos se fundamentan en el principio de adsorción, lo cual involucra una forma de adhesión entre la superficie del desecante sólido y el vapor de agua en el gas. El agua forma una capa extremadamente fina en la superficie del desecante que se forma a través de la fuerza de atracción que hay entre ellas, pero no hay reacción química. Los deshidratadores de desecantes sólidos son típicamente más efectivos que los sistemas de deshidratación por glicol, ya que pueden deshidratar el gas hasta un punto menor de 0.1 ppmv (0.05 Lb/MMPCED). Sin embargo, con el fin de reducir el tamaño del deshidratador de desecante sólido, una unidad de deshidratación por glicol es frecuentemente usada para remover grandes masas de agua (“bulk wáter”) aguas arriba de la unidad de desecantes sólidos, la unidad de glicol removería alrededor de 60ppmV en contenido de agua, lo cual ayudaría a reducir la masa de desecante solido en la unidad en el secado final.  
  • 49.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 39 El uso de sistemas de deshidratación por desecantes sólidos como alternativa versus deshidratadores por glicol puede representar una disminución significativa , tanto en la parte económica como también para el cuidado del medio ambiente, esto se refiere a la reducción de costos de inversión en equipos, reducción de los costos de mantenimiento ,operación, y una mínima cantidad de VOC (compuestos orgánicos volátiles) y peligrosos contaminantes del aire como S VADO ESER el BTEX (bencenos, xilenos, toluenos, etil-bencenos) (Handbook of Natural gas C HOS R DERE Transmissión and Processing). . I.1. Capacidad del desecante La capacidad que tiene un desecante de retener agua es normalmente expresada en masa de agua adsorbida por masa de desecante. La capacidad de absorción de humedad dinámica dependerá de un número de factores, tales como la humedad relativa del gas de entrada, el caudal de gas, la temperatura de la zona de adsorción, el tamaño de la malla del granulo, la duración del servicio , el grado de contaminación del desecante (Huntington, 1950) y por ultimo dependerá del tipo de desecante. La capacidad de absorber humedad no es afectada por variaciones de presión, pero las otras variables si lo son. Hay tres términos de capacidad usados por el autor (Campbell, 1992) (Handbook of Natural gas Transmissión and Processing): • Capacidad de equilibrio estático: el agua en un desecante nuevo y virgen es determinada en una celda de equilibrio sin flujo alguno (correspondiendo a la isoterma de adsorción).  
  • 50.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 40 • Capacidad de equilibrio dinámico: es la determinación de la capacidad de retención de agua de un desecante mientras está en contacto continuo con un flujo determinado a una tasa comercial. • Capacidad útil: es la capacidad de diseño, que reconoce la pérdida de capacidad de retención de agua del desecante con respecto al tiempo, S VADO determinado por experiencia y consideraciones económicas, y el hecho de que ningún lecho desecante puede ser utilizadoSER O S RE completamente. DE RECH I.2. Selección del Desecante Una variedad de desecantes sólidos están disponibles en el mercado para aplicaciones específicas. Algunos son buenos sólo para la deshidratación del gas, mientras que otros son capaces de realizar tanto la deshidratación y la eliminación de componentes de hidrocarburos pesados. La selección del desecante adecuado para una aplicación determinada es un problema complejo. Para desecantes sólidos utilizados en la deshidratación de gas, las siguientes propiedades son deseables (Campbell, 1992; Daiminger y Lind, 2004). 1. Alta capacidad de adsorción en equilibrio. Esto reduce el volumen de adsorbente requerido, permitiendo el uso de recipientes más pequeños con reducción de los gastos de capital y la reducción de calor para la regeneración. 2. Alta selectividad. Esto minimiza la indeseable eliminación de compuestos valiosos y reduce los gastos de funcionamiento operacional general.  
  • 51.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 41 3. Fácil regeneración. La relativa baja temperatura de regeneración minimiza las necesidades generales de energía y gastos de funcionamiento. 4. Baja caída de presión. 5. Buenas propiedades mecánicas (como la alta resistencia a la compresión, bajo desgaste, baja formación de polvo S y gran estabilidad contra el R VADOmantenimiento en envejecimiento). Estos factores reducen SErequisitos de S RE los DER ECHO con la que se cambian los adsorbentes por general al disminuir la frecuencia adsorbentes vírgenes y en consecuencia minimiza el tiempo de parada de la unidad y así evitar pérdidas asociadas a la producción. 6. Asequible, no corrosivo, no tóxico, químicamente inerte, de alta densidad y cambios no significativos de volumen en la adsorción, y desorcion de agua. I.3. Tipos de Desecantes Los desecantes comerciales más comunes, utilizados en lechos deshidratadores, son los de silica gel, tamices moleculares, alúmina activada, bauxita, bauxita purificada. A continuación se muestran las propiedades típicas de los desecantes.  
  • 52.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 42 Propiedades Típicas de Desecantes Sólidos Densidad Capacidad Contenido de humedad Tamaño de Desecante Forma Mayor Calórica mínimo de efluentes de partícula (Lb/Ft3) (Btu/Lb x °F) gas aproximado.(ppmw) Alúmina Gel Alcoa Esférica 52 1/4” 0.20 5-10 H-151 Activated Alúmina Granular 52 1/4”-8 Malla 0.1 Alcoa F-1 Silica Gel Esférica 49 4-8 Malla 0.25 5-10 Sorbead -R S VADO ESER Silica Gel Esférica 45 3-8 Malla 0.25 5-10 HOS R o 8-2 Sorbead -H REC 42-45 Tamiz Molecular 4-8 DE Esférica 0.24 0.1 Davison-4A Malla Tamiz Molecular cilindro 40-44 1/8” o 1/16” 0.24 0.1 Linde-4A extruido Tabla No 3. Gas Processors Suppliers Association, 1998 • Silica gel Es el nombre genérico para un gel fabricado a partir de ácido sulfúrico y silicato de sodio, es ampliamente utilizado como desecante, que puede utilizarse para la deshidratación de gases y líquidos, y la recuperación de hidrocarburos de gas natural. La Sílica gel se caracteriza por lo siguiente. 1. Es muy adecuada para la normal deshidratación de gas natural. 2. Más fácilmente regenerada que los desecantes por tamices moleculares.  
  • 53.                                                                                                 Capitulo II: Marco Teórico 43 3. tiene alta capacidad de retención de agua, puede absorber hasta un 45% de su propio peso en agua. 4. Sus costos son menores comparados a los tamices moleculares y la alùmina activada. 5. tiene la capacidad de alcanzar puntos de rocío de -140°F. La Silica gel utilizada para el secado de gas natural debe ser la de tipo S VADO ESER Sorbead. La mayoría de los otros tipos de silica gel producirían finos en contacto C HOS R DERE con el agua. Es por eso que Engelhard Sorbead es un desecante de alto rendimiento. • Alúmina Activada Las alúminas son materiales compuestos de oxido de aluminio (Al2O3). Las alúminas activadas están generalmente referidas a una clase de óxidos de aluminio hidrófilo y posee un alto grado de porosidad. Como resultado, exhiben gran capacidad de adsorber agua. El valor de las alúminas activadas se puede denominar intermedio, es decir superior a la sílica, pero inferior a los tamices moleculares, su fundamental utilidad viene siendo la deshidratación de aire, gas natural, y otros solventes orgánicos. La fuerza de atracción que ejerce la alúmina hacia el agua es mayor que la que ejerce la sílica ejerce sobre el agua. La alúmina tiene excelente capacidad de mantener su forma después de haber estado en contacto con agua y es resistente a la acción de ácidos. La aplicabilidad de alúmina activada es preferencial cuando: