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
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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
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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
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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
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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
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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.
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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
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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
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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: