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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA
EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS TÉCNICO DE LA UTILIZACIÓN DEL GAS NATURAL “IN SITU” EN
EL CAMPO PETROLERO X DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA.
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS
AUTOR: JESSICA ABIGAIL MENA CARRERA
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
Quito, Enero 2015
© Universidad Tecnológica Equinoccial.2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo, JESSICA ABIGAIL MENA CARRERA declaro que el presente trabajo es de
mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
________________________
Jessica Abigail Mena Carrera C.I. 1718670951
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS TÉCNICO DE LA
UTILIZACIÓN DEL GAS NATURAL “IN SITU” EN EL CAMPO PETROLERO X
DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA” que, para aspirar al título de Tecnóloga en
Petróleos fue desarrollado por Jessica Abigail Mena Carrera, bajo mi dirección
y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos18 y
25.
____________________________ Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.
DIRECTOR DELTRABAJO C.I. 1705134102
AGRADECIMIENTO
A Dios por guiar mis pasos y darme fuerzas y ganas de seguir adelante
cumpliendo todas mis metas y sueños.
A mi padre Franklin Mena que ha sido la persona que con gran amor, sabiduría,
fortaleza, conocimientos, ha guiado mis pasos, quién dedicó su vida entera y
sacrificó sus sueños para que yo cumpliera los míos, junto a mi madre, Martha
Teresa Carrera una mujer valiente y amorosa que estuvo ahí cuando más la
necesité, y a mis hermanas Jhoselyn y Pamela Mena, que estuvieron siempre ahí
apoyándome los amo mucho.
A mi hija Danna Isabella a quien adoro con mi alma, y a mi esposo Rubén quienes
con sus sonrisas y apoyo hoy estoy cumpliendo una meta importante en mi vida.
A mi profesor, director y tutor de tesis Ing. Fausto Ramos, quien con sus
conocimientos, asistencia y orientación me condujo con éxito para culminar el
presente estudio.
DEDICATORIA
Este trabajo le dedicó con todo el amor y cariño
principalmente a Dios por guiarme siempre por el camino del
bien, a mis padres, a mis hermanas, a mi hija Danna y a
Rubén que han estado conmigo en todo momento. Gracias
por todo papá y mamá por darme una carrera para mi futuro
y por creer en mí, aunque hemos pasado momentos difíciles
siempre han estado apoyándome y brindándome todo su
amor, por todo esto les agradezco de todo corazón y espero
tenerles siempre a mi lado.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINAS
RESUMEN…………………………………………………………………………………..………….......ix
ABSTRACT……………………………………………………………………………………………........x
1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA……………………………………………………..…………..…1
1.1 OBJETIVO GENERAL…………………………………………………………………………........3
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS………………………………………………………………..………3
CAPÍTULO 2
2 GENERALIDADES Y FUNDAMENTOS TEORICOS………………………………………….….4
2.1 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL GAS NATURAL………………………………..….…….…......5
2.2 TIPOS DE YACIMIENTOS…………………………….………………………..……….……....…7
2.2.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO………………………………….…….……………….7
2.2.2 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO……………………….………………….….7
2.2.3 YACIMIENTOS DE GAS – PETRÓLEO………………………………………..………8
2.2.3.1 CONCEPTOS BÁSICOS…………………………………………………..…………8
2.2.4 YACIMIENTOS DE GAS RICO……………………………………………..…….……..9
2.2.5 YACIMIENTOS DE GAS SECO…………………………………………..……………10
2.3 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL EN FUNCIÓN DE LA COMPOSICIÓN………...…..11
2.3.1 GAS ÁCIDO……………………….…………………………………………...…….......11
2.3.2 GAS DULCE…………………………………..…….……….…………………..……….12
2.3.3 GAS POBRE O GAS SECO…………………..……………..……………………..…..12
2.3.4 GAS RICO O GAS HÚMEDO…………………..………………………………………12
2.3.5 GAS CONDENSADO…………………………….………………………………….…..13
2.3.6 GAS ASOCIADO……………………………………………………..……………….….14
2.3.7 GAS NO ASOCIADO…………………………………………………..…………..…....14
2.3.8 GAS HIDRATADO…………..…………………………………………..………......…..14
2.3.9 GAS ANHIDRO…………………………………………...………………………...……15
2.4 CARACTERIZACIÓN DEL GAS NATURAL………………………..…………………..…....….15
2.4.1 ANÁLISIS DEL GAS NATURAL- CROMATOGRAFÍA DE GASES……..……..…..15
2.4.1.1 CROMATOGRAFÍA DE GASES……………………………..………………...…..16
ii
2.4.1.2 GAS PORTADOR………………………………………….…………..……………..17
2.4.2 DEFINICIÓN DE LA ADSORCIÓN………………………………………....…………..18
2.4.3 DEFINICIÓN DE LA ABSORCIÓN……………………………..……………...............19
2.5 INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL….………………………..……………...…...……21
2.6 APLICACIONES INDUSTRIALES DEL GAS NATURAL…………..………………………...….22
2.6.1 FABRICACIÓN DE CERÁMICAS…………..…………………………..…..…………..22
2.6.2 INDUSTRIA DEL VIDRIO…………………..………………………..…………………..22
2.6.3 INDUSTRIA TEXTIL……………………...………………………….……………………23
2.6.4 INDUSTRIA QUÍMICA……………………………………………….……………………23
2.6.5 INDUSTRIA DEL CEMENTO……………………………………………….……………23
2.7 VENTAJAS AMBIENTALES DEL USO DEL GAS NATURAL………………..…………..…….24
2.8 LEYES QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DE LOS GASES……………...………..…25
2.9 LEY DEL GAS IDEAL…………………………………………………………………………..……26
2.9.1 CONDICIONES ESTÁNDAR…………………………………………..………….……..27
2.9.2 RELACIONES PARA GASES REALES……………………...…………….…………..28
2.10 NORMATIVA ECUATORIANA PARA EL GAS NATURAL………………………..………….29
CAPÍTULO 3
3 TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL…………………………………………………...…………31
3.1 PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O DESACIDIFICACIÓN………………………...……….31 3.1.1 ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL A TRAVÉS DEL PROCESO DE
ABSORCIÓN…………………..…………………………………………..……….……..32
3.1.2 PROCESOS DE AMINAS……………………………………...……….………………..32
3.1.3 PROCESO DE ENDULZAMIENTO POR MALLAS MOLECULARES…...….………33
3.1.4 CONSECUENCIA DE NO ENDULZAR………………………………………………...34
3.1.5 FACTORES INVOLUCRADOS EN LA SELECCIÓN DE UN MÉTODO DE
ENDULZAMIENTO………………..…………………………………….………………..34
3.2 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL……………………..……………....34
3.2.1 AGENTES DESHIDRATANTES……..……………………..………………………..….35
3.2.2 DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL CON GLICOLES……………....………..35
iii
CAPÍTULO 4
4 BLOQUE16…………………………………………………………...………………………………37
4.1 INFRAESTRUCTURA E INGENIERÍA DEL BLOQUE 16……………………………………..38
4.2 PLANTAS ELÉCTRICAS Y FUNDAMENTOS DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA............39
4.3 SISTEMA DE GENERACIÓN INTERNA ELÉCTRICA DE NPF (Facilidades de Producción Norte)……………………………………………………………………………………………......41
4.3.1 TURBINA A GAS…………………………………………………….………..………...43
4.3.2 TURBINA LM 2500.GE……………………………………………….………………...44
4.3.3 TURBINAS DE ALTA PRESIÓN………………………………….…………………...45
4.3.4 TURBINAS DE POTENCIA…………………………………….………………………45
4.3.5 TURBINAS SOLAR CENTAURO 50…………………………….……………………45
4.4 ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO DE UN GENERADOR ELÉCTRICO….…..……….46
4.5 EQUIPOS DE GENERACIÓN INSTALADOS EN EL BLOQUE 16……………………..…...48
4.6 PROCESOS DE PRODUCCIÓN PETROLERA EN EL BLOQUE 16………………...…...…49
4.7 BOTAS DE DESGASIFICACIÓN……………………………………………………...………....50
4.8 PROCESO DE CUANTIFICACIÓN DEL GAS QUEMADO EN TEA………………………....51
4.9 PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN DEL GAS DEL SISTEMA REPSOL………………….....52
4.10 RECUPERACIÓN DE GAS DE BAJA PRESIÓN EN LA PLANTA DE PRODUCCIÓN
(facilidades de producción norte)………………...……………………………………………….53
4.11 PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN Y RECUPERACIÓN DEL GAS NATURAL EN LAS FACILIDADES NPF………………………………….……………………...……………………..54
4.12 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ACTUAL………………………………….………………….54
4.12.1 RECOBRO DE GAS DE BAJA PRESIÓN…………………………...…………….....55
4.12.2 COMPRESIÓN DE GAS PARA TURBINA DUAL (G2170B)………………...……..56
4.13 PROCESOS DE TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL PARA SER UTILIZADO EN LAS
TURBINAS DEL NPF.REPSOL…………………………………………………………………..58
CONCLUSIONES……………………………………………………………………………………...102
RECOMENDACIONES………………………………………………………………………………..103
GLOSARIO……………………………………………………………………………………………..104
BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………………..109
iv
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINAS
Tabla 1. Composición Química del gas………………………………………………….6
Tabla 2. Principales contaminantes de un gas………………………………………….6
Tabla 3. Emisión de contaminantes del combustible………………………………… 24
Tabla 4. Requisitos del gas natural según la NTE 2489: 2009…………………….. 30
Tabla 5. Resultado de la cromatografía del gas natural obtenido del NPF-Repsol 59
Tabla 6. Cálculos- Resultados…………………………………………………………. 62
Tabla 7. Cálculos - Resultados…………………………………………………………. 64
Tabla 8. Cálculos – Resultados. 4………………………………………………………………………………..69
Tabla 9. Cálculos- Resultados………………………………………………………….. 71
Tabla 10. Resultados del análisis cromatografico del gas de Repsol NPF y………. comparativo con la Norma (NTE 2 489:2009)…………………………………………. 74
Tabla 11. Especificaciones del gas natural – Repsol………………………………………………. 75
Tabla 12. Gas natural especificaciones……………………………………………….. 75
Tabla 13. Toxicidad de H2S……………………………………………………………... 76
Tabla 14. Selección de procesos de H2S / CO2…………………………………………………………….. 81
Tabla 15. Procesos de endulzamiento con Solventes químicos…………………… 82
Tabla 16. Características y Propiedades de los Glicoles…………………………….. 83
Tabla 17. Especificaciones de presión y temperatura para las tuberías…………… 100
v
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINAS
Figura 1. Diagrama de fases de un yacimiento de gas condensado………………...9
Figura 2. Diagrama de un yacimiento de gas rico o gas mojado…………………… 10
Figura 3. Diagrama de fases de un yacimiento de gas seco………………………... 10
Figura 4. Diagrama de un cromatografo de gases…………………………………... 17
Figura 5. Ilustración de una cromatografía de gases………………………………… 18
Figura 6. Cromatografía de gases……………………………………………………… 20
Figura 7. Diagrama de la planta de Endulzamiento de gas natural - absorción con Aminas……………………………………………………………………………………… 33
Figura 8. Diagrama de la Deshidratación con Glicol…………………………………. 36
Figura 9. Mapa del Ecuador bloque 16………………………………………………… 38
Figura 10. Diagrama del flujo general de las facilidades del bloque16…………….. 39
Figura 11. Diagrama de flujo de la planta NPF (Facilidades de Producción Norte) 40
Figura 12. Generador A LM250 a diésel………………………………………………. 42
Figura 13. Generador Dual Diesel / Gas………………………………………………..42
Figura 14. Turbina……………………………………………………………………… 43
Figura 15. Interior de una turbina solar………………………………………………. 44
Figura 16. Partes internas de una turbina solar Centauro…………………………. 46
Figura 17. Generación Eléctrica………………………………………………………. 48
Figura 18. Esquema del proceso de producción de crudo…………………………. 50
Figura 19. Botas de Desgasificación………………………………………………….. 51
Figura 20. Gas quemado TEA SPF y generación Gas / Diesel NPF……………… 52
Figura 21. Diagrama de fases (composición)………………………………………… 64
Figura 22. Hidratos de HC formados en una corriente de LPC………………….….89
vi
Figura 23. Deshidratación con tamices………………………………………………...99
Figura 24. Esquema de un desecante deshidratador………………………………. 100
Figura 26. Curso de Deshidratación del gas natural………………………………... 102
vii
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINAS
Ecuación ⦋2.1⦌ De estado……………………………………………………....25
Ecuación ⦋2.2⦌ Ley de Boyle…………………………………………………...25
Ecuación ⦋2.3⦌ Ley del Gas Ideal………………………………………....…..26
Ecuación ⦋2.4⦌ Gases reales…………………………………………………...27
Ecuación [2.5] Gases reales…………………………………………………..27
Ecuación [2.6] Gases reales…………………………………………………..29
Ecuación ⦋4.1⦌ Para calcular el número de moles………………………...…60
Ecuación ⦋4.2⦌ Para calcular la fracción molar………………………………..60
Ecuación ⦋4.3⦌ Para calcular el Peso Molecular de la Mezcla Gaseosa...…61
Ecuación ⦋4.4⦌ Factor de Compresibilidad………………………………….....62
Ecuación ⦋4.5⦌ Para calcular la temperatura pseudocrítica el gas en la
Mezcla…………………………………………………………………………...….62
Ecuación ⦋4.6⦌ Para calcular la presión pseudocrítica del gas en la mezcla…
…………………………………………………………………………………...…..65
Ecuación ⦋4.7⦌ Para calcular la temperatura pseudo reducida de la mezcla
gaseosa…………………………………………………………………………..…67
Ecuación ⦋4.8⦌ Para calcular la presión pseudo reducida de la mezcla…....67
Ecuación ⦋4.9⦌ Para calcular el poder calórico de la mezcla gaseosa……...68
Ecuación ⦋4.10⦌ Para calcular el gpm…………………………………………..70
viii
Ecuación ⦋4.11⦌ Para el cálculo de la gravedad especifica de la mezcla…..72
Ecuación ⦋4.12⦌ Para calcular la densidad del gas…………………………...72
Ecuación⦋4.13⦌ Para calcular el índice de wobbe………………………….....73
ix
RESUMEN
El presente trabajo se realiza en el bloque 16 Repsol YPF, ubicado en la
provincia de Orellana, dentro de la Reserva Etnica Waorani y del Parque
Nacional Yasuní, con el fin de analizar la utilización del gas natural que se extrae
comúnmente con el crudo en los campos petrolíferos del Oriente Ecuatoriano.
El gas natural es un recurso no renovable, se lo puede encontrar no asociado
(solo) o asociado (junto al petróleo o en depósitos de carbón), se le ha dado una
amplia gama de aplicaciones ya que posee características combustibles que van
desde uso doméstico hasta diversas ramas industriales involucrándose como
combustible en la mayoría de casos.
Propone ser una guía para el tratamiento que debe darse al gas natural un
valioso recurso hidrocarburifero, que puede ser utilizado como energético en los
mismos campos petroleros, para producción de energía eléctrica o para procesos
que necesitan calor, como serian calderas, deshidratadores, hornos.
Para que el gas pueda ser utilizado debe someterse a un proceso de purificación
conocido como endulzamiento, ya que cuando el gas es extraído de los
yacimientos contiene componentes poco deseables como son: ácido sulfhídrico,
bióxido de carbono y agua, los que a su vez ocasionan corrosión, contaminación y
le restan poder calorífico al gas. Se realizan los cálculos básicos de balance de
masa y energía para cada uno de estos procesos y además el cálculo básico para
la inyección de metanol o trietilenglicol.
Se evalúa la calidad del gas natural extraído, con los datos de campo y la
caracterización en cromatografo de gases en las facilidades de producción y se
define los tratamientos a ser aplicados. Se realiza cálculos para determinar las
principales propiedades físicas como: peso molecular, gravedad específica, factor
de compresibilidad, contenido liquido (gpm, C3+), poder calórico, índice de wobbe
.ya que estos son requisitos que pide la norma técnica Ecuatoriana NTE INEN 2
489: 2009
x
ABSTRACT
This work is done in block 16 Repsol YPF, located in the province of Orellana, in
the Waorani Ethnic Reserve and the Yasuni National Park, in order to analyze the
use of natural gas that is commonly extracted with crude in Ecuadorian Oriente oil
fields.
Natural gas is a nonrenewable resource, I can find no partner (single) or
associated (along with oil or coal deposits), has been given a wide range of
applications because it has fuel features ranging from household to various
industries engaging as fuel in most cases.
Intended to be a guide for the treatment to be given to natural gas a valuable
hydrocarbon resources, which can be used as energy in the same oil fields for
production of electricity or for processes that require heat, as would boilers,
dehydrators, ovens.
For the gas to be used should be subjected to a purification process known as
sweetening, as when the gas is extracted from reservoirs contains components
undesirable as: hydrogen acid, carbon dioxide and wate, which in turn cause
corrosion, pollution and detract calorific gas. Basic calculations are made of the
mass and energy balance for each of these processes and also the basic
calculation for injecting methanol or triethylene glycol to serve as thermodynamic
inhibitors to avoid methane hydrate formation during withdrawal of fluid from
underground to the surface.
Assessing the quality of natural gas obtained with the field data and the
characterization in the gas chromatograph in production facilities and treatments
are defined to apply. Calculations are performed to determine the main physical
properties such as molecular weight, specific gravity, compressibility factor, liquid
content (gpm,C3 +), calorific value, Wobbe index. Since these are requirements
demanded technical standard Ecuadorian INEN that defines the characteristics
required for natural gas use.
1
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN
1. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
En la mayoría de los campos petroleros ecuatorianos se produce petróleo
conjuntamente con el gas natural y el agua de formación; el problema es el
desaprovechamiento del gas natural que se ha producido, ya que éste es
quemado en teas y mecheros como un producto sin valor. De la misma manera
se lo realiza en los Centros de Facilidades de producción donde el gas natural se
lo utiliza como gas blanket para mantener las presiones en los procesos y
equipos, luego de ello se lo envía a quemar en teas o mecheros; subestimando
de esta forma el beneficio de las propiedades del gas natural que puede servir
como combustible de excelente calidad, el cual podría ser utilizado para la
producción de energías.
Por otro lado, al quemar el gas natural en teas y mecheros se provoca un
impacto ambiental considerable debido a que al ser este un gas que no ha
recibido tratamiento alguno se combustiona con todos sus contaminantes.
Desde el inicio de la época petrolera en el año 1972, se han quemado en teas de
los campos petroleros y de facilidades de producción, un equivalente EN GAS
NATURAL a 200 millones de barriles de petróleo, a un precio actual promedio de
90 USD/BBL se tendría un valor de 18 mil millones de dólares que hemos
quemado, lo que equivale a la deuda externa ecuatoriana.
En las reformas a la ley de hidrocarburos emitida como ley nacional en Julio de
2010, en su TITULO II, se tiene lo siguiente:
Art. 61.- Utilización de gas natural y sustancias asociadas con fines industriales o
de comercialización.- De convenir a los intereses del Estado, el Ministerio
Sectorial autorizará de acuerdo al contrato, la utilización del gas y sustancias
asociadas, con fines industriales o de comercialización, así como el anhídrido
carbónico (CO2).
2
Art. 62.- Manejo del gas natural asociado no utilizado.- El remanente de gas
natural o asociados que técnica y económicamente no pueda ser utilizado,
deberá ser reinyectado al reservorio. Las contratistas tendrán la obligación de
utilizar el gas natural o asociados que encontraren, en el abastecimiento de sus
necesidades de producción y transporte. En casos excepcionales y por un corto
período, podría ser quemado previa la autorización de la Agencia de Regulación
de Hidrocarburos.
El gas natural asociado que se produce conjuntamente con el petróleo y que se
quema sin beneficio alguno en los mecheros de las estaciones de producción de
los campos petroleros de nuestra Amazonía es un combustible de alto valor
energético y el más ecológico, ambientalmente amigable por su alto poder
calórico.
El correcto aprovechamiento del gas natural que se produce en los campos
petroleros otorgaría varios beneficios, tales como reducción de los costos por
concepto de compra de combustible para usar en los distintos equipos dentro de
las facilidades de producción, también se podría reducir considerablemente los
cambios climáticos, provocados por la contaminación del aire, debido a sus
excelentes cualidades para realizar su combustión de manera limpia sin deteriorar
el medio ambiente. A diferencia de los combustibles sólidos y líquidos, el gas
natural permite obtener altas eficiencias de combustión, no contiene azufre,
situación que es conveniente ya que no causa problemas de corrosión
Finalmente en aquellos lugares en los que no se puede o resulta complicado
tratar e industrializar este importante recurso natural, se lo puede utilizar para la
reinyección en pozos petroleros ayudando a mantener la presión del fluido y a
mejorar el API.
3
1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar la utilización del gas natural “in situ” obtenido de la explotación petrolera
en un campo determinado para proponer procesos que aprovechen los beneficios
del recurso natural energético, evitando su quema en teas y mecheros
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Caracterizar las propiedades del gas natural “in situ” asociado a la
explotación petrolera de manera física y química, mediante la aplicación de
técnicas como la cromatografía de gases, o revisar las caracterizaciones ya
existentes.
Cuantificar en volumen y en masa las cantidades de gas asociado que se
producen diariamente en el campo determinado.
Proponer las aplicaciones prácticas industriales que se deben hacer a este
gas para su utilización como energético en las facilidades del campo para
evitar desperdiciarlo.
4
CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO
2. GENERALIDADES Y FUNDAMENTOS TEÓRICOS
El gas natural es un energético natural de origen fósil, que se encuentra
normalmente en el subsuelo continental o marino. Su formación fue hace
millones de años cuando una serie de organismos descompuestos como
animales y plantas, quedaron sepultados bajo lodo y arena, en lo más
profundo de antiguos lagos y océanos. En la medida que se acumulaba lodo,
arena y sedimento, se fueron formando capas de roca a gran profundidad.
La presión causada por el peso sobre éstas capas más el calor de la tierra,
transformaron lentamente el material orgánico en petróleo crudo y en gas
natural. El gas natural se acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas
subterráneas. Pero en ocasiones, el gas natural se queda atrapado debajo
de la tierra por rocas sólidas que evitan que el gas fluya, formándose lo que
se conoce como un yacimiento.
El gas natural se puede encontrar en forma "asociado", cuando en el
yacimiento aparece acompañado de petróleo, o gas natural "no asociado"
cuando está acompañado únicamente por pequeñas cantidades de otros
hidrocarburos o gases.
El gas natural se encuentra:
(1) En los reservorios de petróleo, donde, si el gas está disuelto o
separado pero en contacto con el petróleo se le denomina Gas
Asociado.
(2) En reservorios de gas seco, cuyo nombre proviene del bajo
contenido de líquidos disueltos en el gas (menor a 10 barriles de
5
líquidos por millón de pies cúbicos de gas) en cuyo caso se le
denomina Gas No Asociado.
(3) En reservorios de gas condensado, cuyo nombre proviene por la
cantidad apreciable de líquidos contenidos en fase vapor en el
reservorio (entre 10 a 250 barriles de líquidos por millón de pies
cúbicos de gas. A este gas también se le denomina Gas No
Asociado.
2.1 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL GAS NATURAL
El gas natural se encuentra en los yacimientos acompañados de otros
hidrocarburos, que se aprovechan en los procesos de extracción y el
procesamiento de los productos principales. En vista, de esto es que
dependiendo de qué productos le acompañen, se le denomina gas seco o
gas húmedo.
Si el gas que predomina es el metano (CH4), el cual pertenece a la serie
parafínica, en donde los átomos de carbono y de hidrógeno se unen para
formar cadenas sencillas, que se simbolizan como CnH2n+2. Los
hidrocarburos que responden a esta fórmula se denominan Hidrocarburos
Saturados Normales.
El primer compuesto de esta serie es el Metano, cuya fórmula química es
(CH4), pero en forma práctica se simbolizara simplemente como (C1),
simbología que se utilizará con todos los hidrocarburos que conforman la
serie parafínica. Luego el siguiente Hidrocarburo es el Etano cuya fórmula
química es (CH3CH2), será simplemente (C2). A continuación viene el
Propano (CH3CH2CH4) (C3). Si el gas que sale del yacimiento contiene,
también Butano (CH3CH2CH2CH3) (C4) o fracciones más pesadas en
cantidades suficiente, será un gas húmedo. En la Tabla 1, se indica los
componentes básicos del gas natural.
6
Tabla 1. Composición Química del gas natural
Componente Fórmula Química Estado Físico Composición %
Metano (C1) CH4 Gaseoso 55,00-98,00
Etano (C2) C2H6 Gaseoso 0,10-20,00
Propano (C3) C3H8 Gaseoso 0,05-12,00
n-Butano (nC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80
IsoButano (iC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80
n-Pentano (nC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80
i-Pentano (iC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80
n-Hexano (nC6) C6H14 Líquido 0,01-0,50
n-Heptano (nC7) C7H14 Líquido 0,01-0,40
Nitrógeno N2 Gaseoso 0,10-5,00
Dióxido Carbónico
C02 Gaseoso 0,20-30,00
Oxígeno 02 Gaseoso 0,09-30,00
Sulfuro de
Hidrógeno H2S Gaseoso Trazas-28,00
Helio He Gaseoso Trazas-4,00
Fuente:(Leonardo L. T., 2008)
Tabla 2. Principales contaminantes de un gas natural
Componente Fórmula Química
Sulfuro de Hidrógeno H2S
Monóxido de Carbono CO
Dióxido de Carbono CO2
Sulfuro de Carbonilo COS
Disulfuro de Carbono CS2
Mercaptanos RSH
Nitrógeno N2
Agua H2O
OXIGENO O2
Fuente:(Leonardo L. T., 2008)
7
2.2 TIPOS DE YACIMIENTOS
La formación de los yacimientos de petróleo o gas requieren de cuatro
etapas en su evolución diagenética dentro de la cuenca sedimentaria:
entierro profundo bajo sedimentos, calentamiento y presión, migración de los
hidrocarburos desde la fuente (roca madre) hasta una zona porosa, por lo
tanto a continuación se definen los tipos de yacimientos:
2.2.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO
En estos yacimientos el petróleo es el producto y el gas esta como producto
secundario disuelto en cantidades que depende de la presión y la
temperatura del yacimiento. Reciben el nombre de Yacimientos Saturados.
Esto corresponde, cuando el petróleo no acepta más gas en solución bajo
las condiciones de temperatura y presión existentes, lo que ocasiona que
cualquier exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la estructura,
formando una capa de gas sobre el petróleo.
2.2.2 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
Aquí los hidrocarburos están en estado gaseoso, por características
específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezclado
con otros hidrocarburos líquidos. Durante la producción del yacimiento, la
presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el
cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda
atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin
de mantener la presión del yacimiento.
8
2.2.3 YACIMIENTOS DE GAS – PETRÓLEO
Estos yacimientos corresponden a acumulaciones de petróleo que tienen
una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la
capa de gas sobre la del petróleo, representa el mecanismo que contribuye
al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos. Cuando
baja la presión y el petróleo ya no pueden subir espontáneamente, se puede
inyectar gas desde la superficie a la capa de gas, aumentando con ello la
presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo, siempre y cuando
todo el proceso se realice dentro de lo establecido.
2.2.3.1 CONCEPTOS BÁSICOS
Un ejemplo de un sistema de condensado es uno compuesto de un gas
natural y una mezcla de gasolina natural. La temperatura crítica de esta
mezcla es tal que si la mezcla estuviera acumulada en un reservorio, a una
considerable profundidad (temperatura de yacimiento entre 100 ºF y 200ºF),
el fluido se comportará como gas condensado.
Esto conduce a dos interesantes fenómenos asociados con la producción de
gas condensado: en la medida que se drena el yacimiento, la presión del
yacimiento declina y una condensación retrógrada isotérmica ocurre.
Segundo, el fluido producido es sujeto a disminución de presión y de
temperatura. El líquido que se produce en los separadores es el resultado de
la normal condensación por la disminución de temperatura. Un yacimiento de
gas condensado típicamente tiene Relación Gas Líquido (RGL ò GLR por
sus siglas en inglés) de 8000 hasta 70000 PCS/BBL, y gravedades cercanas
y superiores a los 40º API. Como muestra en la Figura 1.
9
Figura 1: Diagrama de fases de un yacimiento de gas condensado
Fuente: (Campbell, 2002)
2.2.4 YACIMIENTOS DE GAS RICO
Un yacimiento de gas mojado está compuesto en menor porcentaje de
componentes pesados que el de gas condensado. Esto causa que el
diagrama de fases sea menos ancho y que el punto crítico esté a menor
temperatura que en el caso anterior. Como muestra en la Figura 2. La
temperatura de yacimiento excede la temperatura crincondertémica, la cual
causa que el fluido del yacimiento permanezca en una sola fase a pesar de
que disminuya la presión.
Entonces la región bifásica nunca se alcanza en el yacimiento por lo que no
se encuentran líquidos en el mismo, pero esto no quiere decir que no se
pueda producir líquido de estos yacimiento, ya que a nivel de separadores
en superficie tenemos el fluido en forma bifásica, y el líquido se condensa en
el separador. Las diferencias básicas con los yacimientos de gas
condensado son: 1.-Condensación Retrograda Isotérmica no ocurre en este
tipo de yacimiento con declinación de la presión. 2.-La producción de líquido
del separador en este los yacimientos de gas rico es menor que en los de
gas condensado. 3.-Menos componentes pesados están presentes en la
mezcla de gas rico. La RGL está entre 60000 PCS/BBL y 100000 PCS/BBL,
con gravedades superiores a los 60º API.
10
Figura 2: Diagrama de un yacimiento de gas rico o gas mojado
Fuente:(Campbell, 2002)
2.2.5 YACIMIENTOS DE GAS SECO
Un yacimiento de gas seco está compuesto principalmente por metano y
etano con pequeños porcentajes de componentes pesados. Tanto en el
separador en superficie, como en las condiciones iniciales en el yacimiento
permanecen en una sola región. Los hidrocarburos líquidos no se condensan
en la mezcla ni en el yacimiento ni en los separadores. El término seco, en
este caso se refiere solo a la falta de hidrocarburos líquidos no a otros
líquidos que se puedan condensar durante la vida productiva del yacimiento
o en el proceso de separación, como se muestra en la Figura 3.
Figura 3: Diagrama de fases de un yacimiento de gas seco
Fuente:(Campbell, 2002)
11
2.3 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL EN FUNCIÓN DE LA
COMPOSICIÓN
Siendo la composición del gas natural un parámetro de gran importancia,
tiene la siguiente clasificación:
2.3.1 GAS ÁCIDO
Este en un gas cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H₂S) es mayor que
0,25 gramos por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora (>de 0,25
gramos/100 PCNH).En este caso las condiciones normales están en el
Sistema Británico de Unidades la cantidad señala equivale a cuatro partes
por millón, en base al volumen (4ppm, V de H₂S. En el Sistema Británico de
Unidades esto significa, que hay 4 lbmol de H₂S/1x10⁶lbmol de mezcla. La
GPSA, define a un gas ácido como aquel de que posee más de 1,0 gramo/
100 PCN o 16 ppm, V de sulfuro de hidrógeno (H S). (7000 granos= 1lb; 1
gramo= 15,43 granos).
Otros Gases de Reacción Ácida:
El Sulfuro de Carbonillo (COS). Este es un compuesto inestable,
corrosivo y tóxico, que se descompone en (H₂S+ CO₂)
Los Mercaptanos, los cuales se pueden representar a través de la
siguiente fórmula (RSH), son compuestos inestables y de alto grado
de corrosión, en muchos casos reaccionan con algunos solventes,
descomponiéndolos.
Disulfuros de Carbono (CS₂). Este componente sin tomar en cuenta
que participa en las reacciones de corrosión es también altamente
tóxico para los seres humanos, como es también altamente nocivo
12
para el medio ambiente, por lo que hay extremas precauciones
cuando se trabaja con este componente, ya que puede causar graves
problemas de salud y / o ambiental.
2.3.2 GAS DULCE
Este es un gas que contiene cantidades de sulfuro de Hidrogeno (H₂S),
menores a cuatro partes por millón en base a volumen (4ppm, V) y menos de
3% en base molar de Dióxido de Carbono (CO₂).
2.3.3 GAS POBRE O GAS SECO
Este es un Gas Natural del cual se han separado el GLP (gases licuados de
petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, está constituido
fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a los
yacimientos, o se usa en la generación de Hidrógeno (H₂). la composición
fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su
composición se puede utilizar directamente como Combustible, para lo cual
es necesario mantener una presión de yacimiento, parámetro que varíen de
acuerdo a la localización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas
seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones
de yacimientos y de superficie, y la producción de líquidos solo se alcanza a
temperaturas criogénicas.
2.3.4 GAS RICO O GAS HÚMEDO
Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de hasta 3
gpm (galones por mil pies cúbicos normales de gas) No existe ninguna
relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. En
13
los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de componentes
intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La mezcla de
hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a
la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de
hidrocarburos líquidos del orden de 10 a 20 BN/MM/PCN. Este parámetro
llamado riqueza líquida es de gran importancia, para la comercialización del
gas natural, ya que los líquidos producidos son de poder de
comercialización.
2.3.5 GAS CONDENSADO
Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El contenido de
metano es de (C )> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados (C₇)
alcanza valores mayores a 12,5% (<12,5%). La mezcla de hidrocarburos a
las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase
gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta condensación retrógrada
durante el agotamiento isotérmico de la presión, proceso que en la mayoría
de los casos puede representar algún problema en la comercialización de
estos yacimientos.
En vista que los primeros hidrocarburos que se quedan, son los más
pesados. Lo que significa que el fluido que alcanza la superficie lo hace sin,
una gran cantidad de los elementos pesados. Además, por el hecho que los
hidrocarburos pesados se acumulen en la formación obstaculizan el libre
desplazamiento del fluido, en su viaje hacia la superficie. En su camino al
tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reducción
de presión y temperatura penetrando rápidamente en la región de dos fases
para llegar a la superficie con características bien específicas, las cuales
permiten en tratamiento del fluido.
14
2.3.6 GAS ASOCIADO
Este es un Gas Natural que se han extraído de los yacimientos junto con el
petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del
90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se
considera que en los yacimientos se forman capas de gas.
2.3.7 GAS NO ASOCIADO
Este es un gas que solo está unido con agua en yacimientos de gas seco. En
los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase
gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en algunas
oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual no es
superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquidos por millón de pies
cúbicos normales de gas (10 BN/MM PCN). El gas está compuesto
principalmente por metano (C₁), compuesto que alcanza una concentración
porcentual mayor a 80%, con pequeñas cantidades de pentanos y
compuestos más pesados (C₅+ <1%). La obtención de líquidos del gas
producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas.
2.3.8 GAS HIDRATADO
Este es un gas que tiene más de siete libras de agua por cada millón de pies
cúbicos normales de gas (lb de agua /MMPCN) lo que indica que el gas
deberá de ser sometido al proceso de deshidratación, para poder
comercializarlo.
15
2.3.9 GAS ANHIDRO
Este es un gas que no tiene menos cantidad de vapor de agua, que la
clasificación de gas hidratado.
2.4 CARACTERIZACIÓN DEL GAS NATURAL
Entre las técnicas cromatográficas utilizadas con fines analíticos, la
cromatografía de gases es probablemente la técnica de más amplia
utilización; ninguna técnica analítica puede ofrecer su capacidad de
separación o su sensibilidad a la hora de analizar compuestos volátiles.
2.4.1 ANÁLISIS DEL GAS NATURAL - CROMATOGRAFÍA DE GASES
Para el Análisis del Gas Natural se debe tener en cuenta que cuando se
determina la composición del gas natural, no solo se cuantifican los
hidrocarburos presentes, sino también las impurezas, como Agua, Dióxido
de Carbono y Sulfuro de Hidrógeno. Es posible que también haya presencia
de arenas, las cuales producen erosión. En las muestras pueden, a ver
también parafinas y asfáltenos, los cuales se depositan y crean problemas
de taponamiento. Si el agua está en forma líquida y hay presencia de gases
ácidos, de seguro aumentará la corrosión. Además de la posible formación
de hidratos.
Las muestras deben hacerse por procedimientos que aseguren que la misma
sea representativa del gas. Deberán purgarse convenientemente los
recipientes. En caso de extraerse de cañerías a presión menor que la
atmosférica, deberá hacerse desplazando el mercurio del recipiente para
muestra. Si se trata de un gas licuado deberá cuidarse que al extraer la
muestra no se produzca una destilación fraccionada.
16
a) Fraccionamiento a baja Temperatura.- Este proceso, por lo general
se realiza en el Aparato Podbielniak que es una columna de
laboratorio rellena para la destilación fraccionada de gas natural.
b) Espectrómetro de Masa.- Este método se basa en la deflexión de su
trayectoria que sufren las moléculas ionizadas de un gas muy diluido,
en un campo magnético. La ionización se efectúa una cámara de
ionización.
c) Espectrómetro de Absorción Infrarroja.- Este es un aparato similar
a un espectrómetro común, pero utiliza rayos infrarrojos cuya
refracción con gases y otros medios incoloros es más pronunciada y
características que la de los rayos de la luz visible. Los distintos
componentes son identificados por comparación de sus aspectos con
espectros de productos puros, determinados en el mismo aparato o
publicados en la literatura. La espectrometría infrarroja es
particularmente útil para distinguir entre moléculas saturadas del
grupo (parafínicos) y no saturados (olefinas, etc.).
2.4.1.1 CROMATOGRAFÍA DE GASES
La Cromatografía de gases es una técnica cromatografica en la que la
muestra se volatiliza y se inyecta en la cabeza de una columna
cromatografica. La evolución se produce por el flujo de una fase móvil de gas
inerte. A diferencia de los otros tipos de cromatografía es la de transportar el
analito a través de la columna. Existen dos tipos de cromatografía de gas
(GC): la cromatografía gas-solido (GSG) y la cromatografía gas-liquido
(GLC), siendo esta ultima la que se utiliza más ampliamente y que se puede
llamar simplemente cromatografía de gases (GC). En la GSC la fase
estacionaria es sólida y la retención de los analitos en ella se produce
mediante el proceso de adsorción. Precisamente este proceso de adsorción,
que no es lineal, es el que ha provocado que este tipo de cromatografía
tenga aplicación limitada, ya que la retención del analito sobre la superficie
17
es semipermanente y se obtienen picos de ebullición con colas. Su única
aplicación es la separación de especies gaseosas de bajo peso molecular.
La GLC utiliza como fase estacionaria moléculas de líquido inmovilizadas
sobre la superficie de un sólido inerte.
La GC se lleva a cabo en un cromatografo de gases. Este consta de diversos
componentes como el Gas portador, el sistema de inyección de muestra, la
columna (Generalmente dentro de un horno), y el detector, como podemos
observar en la Figura 4.
Figura 4: Diagrama de un cromatografo de gases
Fuente: (Morales F. P., 2007)
2.4.1.2 GAS PORTADOR
El gas portador cumple básicamente dos propósitos: Transportar los
componentes de la muestra, y crear una matriz adecuada para el detector.
Un gas portador debe reunir ciertas condiciones:
Debe ser inerte para evitar interacciones (tanto con la muestra como
con la fase estacionaria)
18
Debe ser capaz de minimizar la difusión gaseosa- Fácilmente
disponible y puro-Económico-Adecuado al detector a utilizar.
El gas portador debe ser un gas inerte, para prevenir su reacción con el
analito o la columna. Generalmente se emplea gases como el helio, argón,
nitrógeno, hidrogeno o dióxido de carbono y la elección de este gas en
ocasiones depende del tipo de detector empleado. El almacenaje de gas
puede ser en balas normales o empleando un generador, especialmente en
el caso de nitrógeno y del hidrogeno. La ilustración de una cromatografía de
gases, podemos observar en la Figura 5.
Figura 5: Ilustración de una cromatografía de gases
Fuente: (Morales F. P., 2007)
2.4.2 DEFINICIÓN DE LA ADSORCIÓN
Es la retención de una especie química en los sitios activos de la superficie
de un sólido, quedando delimitado el fenómeno a la superficie que separa las
fases o superficie interracial. La retención superficial puede ser de carácter
físico-químico el proceso de seguro es irreversible. La adsorción depende de
la naturaleza de la sustancia adsorbida, de la temperatura y estado de
subdivisión del absorbente y de la concentración.
19
2.4.3 DEFINICIÓN DE LA ABSORCIÓN
Es la retención de una especie química por parte de una masa y depende de
la tendencia que tenga la masa a formar mezcla o reaccionar químicamente
con la misma.
Un ejemplo de una cromatografía de un gas natural podemos observar en la
Figura 6, que es el resultado del análisis de un gas procedente del campo
Villano Alfa del bloque 10, empresa Agip Oil Ecuador y recuperado en el
equipo scrubber de gas de las facilidades de producción.
En este análisis se observa la información que proporciona una
cromatografía de gas natural que es la siguiente:
• Porcentaje en peso de los componentes
• El porcentaje molar de los componentes
• Densidad relativa
• Peso molecular promedio (g/g mol)
• Poder calórico del gas (BTU/pie3)
• Octanaje del gas
• Contenido del líquido del gpm (glns/MPC)
• Contenido de agua( lbs/MMPC)
20
Reporte de una cromatografía de gases:
Figura 6: Cromatografía de gases
Fuente: (Agip, 2009)
21
2.5 INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL
La industria del gas natural es un vasto sector, concentrado e intensivo en
capital. Debido al estrecho lazo que existe entre la exploración y la
producción del gas natural y del petróleo, las compañías petroleras son
igualmente las principales empresas implicadas en el sector del gas natural.
Sin embargo, el transporte y la distribución del gas se asemejan más al
sector del transporte y distribución de electricidad.
El gas natural sirve como combustible para usos doméstico, industriales y
para la generación de energía termoeléctrica. En el área industrial es la
materia prima para el sector de la petroquímica. A partir del gas natural se
obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es la materia prima de los plásticos.
En términos generales se puede asegurar que la utilidad del gas natural es
múltiple, aunque una de las primeras aplicaciones fue la producción de vapor
sustituyendo o complementando en instalaciones mixtas, la acción de los
combustibles sólidos o líquidos.
En todos los sectores del mercado energético y en casi todos los usos
finales, el gas natural compite con otros combustibles y formas de energía.
En la actualidad, el gas natural representa el 20% de la demanda de energía
primaria de la Unión Europea siendo estos porcentajes del 19% en el caso
del carbón y del 45% del petróleo. Las reservas probadas de gas natural son
abundantes y han crecido acompasadamente en las últimas décadas. A
pesar de haberse más que doblado el consumo de gas natural, sus reservas
probadas han crecido considerablemente más rápido que su consumo, ya
que se efectúan nuevos hallazgos continuamente y se elevan las reservas
de los yacimientos existentes por las mejoras en las técnicas de producción.
Las reservas totales probadas de gas natural en el mundo cubrirían la
demanda de más de 60 años a los niveles actuales de consumo. Los
expertos estiman que las reservas totales de gas natural son varias veces
mayores que las probadas, lo que prolonga el tiempo de vida previsto para
22
sus reservas y asegura que el gas natural puede actuar como una energía
puente hacia otro sistema energético en un futuro lejano.
Las aplicaciones industriales del gas natural se pueden resumir
en:
2.6 APLICACIONES INDUSTRIALES DEL GAS NATURAL
El gas natural es una energía versátil y por ello tiene diferentes aplicaciones
para los sectores industriales, tales como:
2.6.1 FABRICACIÓN DE CERÁMICAS
Aquí la utilización del gas natural se sustenta, en que el gas natural tiene un
menor contenido de contaminantes. Además el poder calorífico de los
combustibles gaseosos, hace que sea posible efectuar el calentamiento
directo al producto, lo que permite obtener un grado de combustión elevado
y construir hornos más pequeños, para llevar a cabo el proceso.
2.6.2 INDUSTRIA DEL VIDRIO
Las operaciones térmicas de la industria del vidrio se clasifican en dos
grupos de naturaleza esencialmente distinta, uno de ellos es la utilización del
.gas natural, utilización que se realiza fundamentalmente en la creación de
energía térmica, lo que le confiere una gran utilidad al gas natural, ya que
está utilizando una energía limpia y de alto poder calorífico, que fácilmente
se puede demostrar su bajo impacto ambiental.
23
2.6.3 INDUSTRIA TEXTIL
Se utiliza al gas natural para el acabado de las fibras, este proceso requiere
mantener una presión constante del gas natural.
2.6.4 INDUSTRIA QUÍMICA
Se considera que una de las materias primas básicas para la síntesis
química industrial más importante es el gas natural.
2.6.5 INDUSTRIA DEL CEMENTO
Se consume una considerable cantidad de energía térmica en el proceso de
producción del cemento, la cual puede ser satisfecha por el gas natural.
En el Ecuador el gas natural producido por la compañía EDC ha sido
utilizado por la empresa Machala Power para la eléctrica desde Octubre2002
La industria azuaya utilizara el gas natural licuado, GNL. Las obras en la
planta licuefactora ya se iniciaron. Petrocomercial espera que las obras
concluyan en Agosto de 2011.
El objetivo es sustituir las importaciones de combustibles, que son
subsidiados por el Gobierno Nacional, con el fin de generar un ahorro diario
al Estado de USD 790 000 en importaciones de diesel.
El Estado a través de sus entidades de control asesorará a la industria en el
cambio de combustible. El objetivo es reducir costos de producción y de
contaminación ambiental.
El Gobierno Nacional financia el proyecto que asciende a 50 millones de
dólares. La planta se encuentra en Bajo Alto, provincia de El Oro.
24
El esquema que va a utilizar Petrocomercial es el que ya se utilizó en los
países europeos. El primer paso es generar el GNL, y después destinar para
el sector industrial. De acuerdo a las reservas que tenga el país, se puede
ampliar el uso de ese combustible a los domicilios y a los vehículos.
2.7 VENTAJAS AMBIENTALES DEL USO DEL GAS NATURAL
El Gas Natural es un combustible muy limpio comparado con los
combustibles tradicionales lo que facilita el cumplimiento de exigentes
normas ambientales. Una de las grandes ventajas del Gas Natural respecto
a otros combustibles, es la baja emisión de contaminantes en su combustión.
En la generación de una determinada cantidad de energía calorífica,
el gas natural es el que tiene menos emisiones, como lo muestra
los datos presentados en la Tabla 3.
Tabla 3. Emisión de contaminantes del combustible
(En términos del consumo energético)
COMBUSTIBLE HP MATERIAL
PARTICULADO
SOx ÓXIDO
DE SULFURO
NOx ÓXIDO DE
NITRÓGENO
Gas Natural 1 1 1
GLP 1,4 23 2
Keroseno 3,4 269 1,5
Diesel 3,3 1209 1,5
Residual No5 15 4470 4
Residual No6 39,4 4433 4
Carbón 157 5283 6
Fuente: Innergy Soluciones;(Institucional, 2010)
25
2.8 LEYES QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DE LOS
GASES
De los tres estados de agregación solo el estado gaseoso permite una
descripción cuantitativamente, se necesitan cuatro propiedades para
describir el estado del sistema. Estas propiedades son: masa, presión,
volumen y temperatura. La ecuación de estado del sistema es la relación
matemática que existe entre los valores de estas cuatro propiedades. Solo
se necesitan tres de estos para describir el estado, la cuarta puede
calcularse a partir de la ecuación de estado que se obtiene al conocer el
comportamiento experimental del sistema. En 1662, Robert Boyle, realizó las
primeras medidas cuantitativas del comportamiento de los gases en relación
con la presión y el volumen. Sus resultados indicaron que el volumen es
inversamente proporcional a la presión.
[2. 1]
Dónde:
P = Presión
V= Volumen
c= constante
La ley de Boyle puede escribirse de esta manera:
[2.2]
Esta se aplica solo a una masa fija de gas a temperatura
constante.
26
2.9 LEY DEL GAS IDEAL
Boyle determinó que el volumen de un gas es inversamente proporcional a la
presión a temperatura constante. Charles demostró que a presión constante
el volumen de un gas con cierta masa varía directamente proporcional con la
temperatura absoluta.
A partir del trabajo de Boyle y de Charles los científicos desarrollaron la
relación que ahora se conoce como la Ley del Gas ideal.
[2.3]
Dónde:
P= Presión absoluta
V= Volumen del gas
N= Numero de Moles
R= Constante universal de los gases
T= Temperatura absoluta
Un gas ideal es un gas imaginario que obedece exactamente a leyes
simples como la de Charles y Boyle, tal gas tiene masa pero las moléculas
del gas en si no ocupan volumen y no existe interacción entre ellas. Ningún
gas real obedece con exactitud estas leyes en todos los intervalos de
temperatura y presión, aunque los gases ligeros (hidrógeno, oxígeno, aire,
etc.)
En ciertas circunstancias, si son consistentes con las leyes de los gases
ideales, particularmente cuando las presiones son bajas y las temperaturas
altas, el comportamiento de estos gases es semejante al de los gases
ideales.
27
La ecuación de gases ideales, es muy importante en el estudio de los gases,
debido a que no envuelve aspectos característicos de un gas en particular,
sino que es más bien una generalización aplicable a todos los gases.
Además de ser punto inicial para el desarrollo de ecuaciones de estados
más exactas que definen mejor el comportamiento de gases reales.
Al aplicar la ecuación de gases ideales a un proceso que incluya a un cambio
de un grupo inicial de condiciones a otro grupo final de condiciones, se
pueden establecer entre los términos semejantes, como se muestra a
continuación:
[2.4]
Agrupando queda:
[2.5]
En el cual los subíndices 1 y 2 se refieren a las condiciones iniciales y
finales. Esta relación es muy útil para estimaciones de campo.
2.9.1 CONDICIONES ESTÁNDAR
Debido a que los gases varían su volumen respecto a la temperatura y la
presión, se han seleccionado diversos estados estándar de temperatura y
presión, con el objeto de poder comparar las propiedades volumétricas de
los gases y tener un patrón fijo de medida, por ejemplo, a la hora de medir
flujos de gases a diferentes condiciones de operación.
28
Las condiciones de temperatura y presión seleccionadas son:
• Industria del gas natural: 60 °F y 14.7 lb/pulg² abs.
• Científicas universales : 32°F Y 760 mmHg
A estas condiciones se les denomina condiciones estándar. Basadas en las
condiciones estándar de la industria del gas, la relación entre moles y el
volumen que ocupa es la siguiente:
1 Mol (gas ideal) = 379 pie³
Nota: Normalmente el flujo estándar se expresa en:
Ingles = MMSCFD (Millón estándar cubic feet per day) 60 °F/ 14.7 Psia.
Español = MMPCND (Millones de pies cúbicos normales al día) 60°F/ 14.7
psi.
2.9.2 RELACIONES PARA GASES REALES
El comportamiento de gases según el modelo ideal, se cumple cuando se
manejan gases a baja presión, no obstante, cuando se tienen gases a alta
presión se obtienen desviaciones que pueden originar errores como un 55%
en vez del 2º 3% a presión atmosférica.
Se han propuesto muchas ecuaciones para representar relaciones de
presión, volumen y temperatura de gases reales, el problema es que son
complicadas y poco convenientes para su uso práctico. Para corregir la
ecuación de gases ideales se incluyó un factor de conversión (Z)
denominado factor de compresibilidad mediante el cual el volumen
computado por la ecuación de gas ideal es convertido al volumen real.
El factor de compresibilidad es razonable, conveniente y suficientemente
preciso para muchos requerimientos de ingeniería.
29
La ecuación corregida queda de la forma:
[2.6]
Dónde:
P= Presión, psia
V= Volumen, pies cúbicos
Z= Factor de compresibilidad
N= Nᴑ. Moles
T= Temperatura absoluta
El factor compresibilidad Z es adimensional (sin unidades) independiente del
peso y /o cantidad de gas y es determinado por las características del gas,
temperatura y presión.
2.10 NORMATIVA ECUATORIANA PARA EL GAS NATURAL
Para el manejo y uso del Gas Natural existen Normas que deben ser
aplicadas correctamente, teniendo como finalidad establecer las
características y especificaciones que deben cumplir el Gas Natural que se
conduzca en los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de
Gas Natural, para preservar la seguridad de las personas, medio ambiente e
instalaciones de los permisionarios y de los usuarios, siendo así que países
como México emplean la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SUCRE-2003,
CALIDAD DEL GAS NATURAL y Argentina con la resolución 259 del 2008.
Ecuador maneja la Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2 489: 2009. Esta
norma establece los requisitos que debe cumplir el Gas Natural; como lo
muestra la Tabla 4.
30
Tabla 4. Requisitos del gas natural según la NTE 2489: 2009
REQUISITOS UNIDAD MÍNIMO MÁXIMO MÉTODOS DE ENSAYO
Poder calorífico superior
MJ/m3 35,42 43,12 ASTM D 1945 ASTM D 3588
ISO 6976
Índice de Wobbe MJ/m3 45,8 50,6 ASTM D 3588 ISO 6976
Sulfuro de hidrógeno (H2S)*
mg/m3 ____ 6,1 ASTM D 4048
Azufre total (S)** mg/m3 ____ 15,0 ASTM D 5504 ASTM D 6228
Oxígeno*** % ____ 0,2 ASTM D 4530
Inertes ϕNitrógeno (N2) ϕDióxido de carbono (CO2)**** ϕTotal de inertes
% % %
___ ___ ___
5,0 3,0 5,0
ASTM D 1945
Humedad (H2O)***** mg/m3 ___ 65 ASTM D 1142
Contenido de licuables a partir del propano (C3)****** O bien temperatura de roció de hidrocarburos de 1 a 8000 kPa
l/m3
K(oC)
___
___
0,045
271,15(-2)
ASTM D 1945 ISO 6975
ASTM D 1142 ASTM D 1945
ISO 6975
Metanos % 80
Fuente: (Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2489, 2009)
Esta Norma se aplica al Gas Natural seco, nacional o importado, que se
suministre en el país para consumo final de los sectores industrial, automotriz,
residencial y comercial entre otros.
31
CAPÍTULO 3
METODOLOGÍA
3. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL
El Gas Natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un
yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su
distribución y consumo. Por esta razón, en la mayoría de los casos, los campos
productores de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de tratamiento.
En ellos el gas procedente de los pozos se adecua para el consumo, tanto
doméstico como industrial.
3.1 PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O DESACIDIFICACIÓN
Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del
Gas Natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H₂S) y Dióxido Carbono (CO₂).
Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (COS) y
el Disulfuro de Carbono (CS₂), son de gran importancia debido a su tendencia a
dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas.
El proceso de endulzamiento data, desde hace muchos años. Y en la actualidad
se dispone de procesos altamente específicos, con solventes y aditivos
complejos, que hacen que el endulzamiento sea de una gran eficiencia, en vista
que muchos otros procesos del gas dependen de este.
El proceso de endulzamiento se puede realizar a través de:
a) Procesos de Absorción
32
b) Procesos de Adsorción
c) Procesos de Conversión Directa
d) Remoción con Membranas
3.1.1 ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL A TRAVÉS DEL PROCESO DE
ABSORCIÓN
La absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes,
aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidos,
este es un proceso en donde un líquido es capaz de absorber una gaseosa. En el
caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción se realiza
utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos.
Endulzamiento del Gas Natural a través de la Absorción de Gases: Las
condiciones del gas a tratar son: Concentración de impurezas; Temperatura y
presión disponible; Volumen de gas a procesar; Composición de hidrocarburos;
Selectividad de los gases ácidos por mover; Especificaciones del gas ácido
residual. Los procesos de endulzamiento se pueden clasificar de acuerdo al tipo
de reacción que presente:
a) Absorción Química ( proceso de Amina)
b) Absorción Física ( solvente Físicos)
c) Combinación de ambas técnicas.
3.1.2 PROCESOS DE AMINAS
En general de las soluciones utilizadas para la remoción de H₂S y CO₂ de una
comente gaseosa, las etanolaminas son las que tienen mayor aceptación. Debido
a su reactividad, disponibilidad de agentes químicos, bajos costos de operación y
33
alta experiencia en la industria de endulzamiento de gas. El proceso de
endulzamiento: Aminas, podemos observar en la Figura 7.
Figura 7: Diagrama de la planta de Endulzamiento de gas natural –
absorción con aminas
Fuente: (Repsol, 2010)
3.1.3 PROCESO DE ENDULZAMIENTO POR MALLAS MOLECULARES
Se pueden utilizar para absorber físicamente los gases ácidos y luego se
regeneran utilizando elevada temperaturas o disminuciones de la presión. Las
mallas moleculares son consideradas un método sofisticado, por lo tanto se
utilizan fundamentalmente, cuando necesitan eliminar pequeñas cantidades de
gas ácido.
34
3.1.4 CONSECUENCIA DE NO ENDULZAR
La principal consecuencia de no realizar el Proceso de Endulzamiento del Gas es
la corrosión. La corrosión es una condición operacional que se debe manejar en
todas las instalaciones de endulzamiento. El tipo de solución endulzadora y su
concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de corrosión. Los lugares
más propensos a la corrosión son el rehervidor, el intercambiador de calor y el
generador, debido a las temperaturas elevadas que se manejan.
3.1.5 FACTORES INVOLUCRADOS EN LA SELECCIÓN DE UN MÉTODO DE
ENDULZAMIENTO
El procedimiento de selección de un método de endulzamiento tiene una gran
importancia y los factores que están involucrados en la selección del proceso de
endulzamiento son:
a) La afinidad del solvente o los gases ácidos con los
hidrocarburos
b) Degradación de los solventes por la presencia de oxígeno o
trazas de componentes contaminantes.
c) Costos operativos y confiabilidad del proceso
d) Condiciones climáticas y toxicidad o reactivo
e) Disposición de los subproductos
3.2 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL
La Deshidratación del Gas Natural se define como la extracción del agua que está
asociada, con el Gas Natural en forma de vapor y en forma libre. La mayoría de
los gases naturales, contienen cantidades de agua a la presión y temperatura los
cuales son extraídos del yacimiento. En general, se puede señalar, que el
35
contenido de agua o vapor de agua en el gas, así como el contenido de
hidrocarburos condensables ante un aumento de presión o disminución de
temperatura, resultan inconvenientes para la conducción del gas por tuberías ya
que provocaría obstrucciones de importancia. Es por ello que el Gas Natural debe
ser sometido a un proceso de deshidratación.
3.2.1 AGENTES DESHIDRATANTES
La deshidratación se puede efectuar por diferentes agentes entre los que
podemos mencionar:
• Ácido sulfúrico concentrado
• Alumina activada
• Silica gel
• Tamices moleculares
• Glicol
De todos los mencionados anteriormente uno de los más usados en una planta de
extracción es el Glicol.
3.2.2 DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL CON GLICOLES
Estos componentes se encuentran en una gran cantidad, pero los que más se
utilizan en el proceso de deshidratación del Gas Natural son:
1. Etilenglicol (EG).- Cuya fórmula química es HOC₂H₄OH, luego su peso
molecular es 62,10 (lb/lbmol), tiene su punto de congelamiento en 8 °F.
2. Di etilenglicol (DEG): Fórmula química es OH (C₂H₄O)₂H. El peso molecular
es de 106,1 (lb/lbmol), mientras que el punto de congelación es de17 °F.
36
3. Trietilénglicol (TEG): Fórmula química es OH (C₂H₄O)₃H. El peso molecular
alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es de 19°F.
4. Tetraetilénglico (TTEG): Fórmula química es OH (C₂H₄O)₄H, su peso
molecular es 194,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 22°F.
Los Glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que permiten
obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, con las pérdidas de vapor son
menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe utilizarse
a temperaturas inferiores a 50°F, ya que se incrementa mucho la viscosidad, el
EG y DEG se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas, tanto en
los procesos de refrigeración y expansión, dentro de los parámetros
operacionales establecidos, ya que caso contrario no se puede producir un
proceso eficiente. En la figura 8. Se puede observar un diagrama de la
deshidratación con glicol.
Figura 8: Diagrama de la Deshidratación con Glicol
Fuente: (Repsol, 2010)
37
CAPÍTULO 4
RESULTADO
4. BLOQUE 16
A continuación se describe el sistema operativo del bloque 16, y se aclara que
en el presente trabajo la propuesta de optimización de generadores eléctricos
en base a la recuperación del gas natural es para las FACILIDADES DE
SUPERFICIE NORTE (NPF).
Repsol opera el bloque 16 desde 1999, año en el que asumió el 99% de las
acciones de YPF. Mediante un acuerdo con la estatal Petroecuador, Repsol
opera, además las áreas Biogi-Capiron y el Campo Tivacuno.
El 23 de noviembre de 2010 se acordó la modificación del contrato de
participación para la explotación y exploración de hidrocarburos en el bloque
16, para adoptar el modelo de contrato de prestación de servicios. El nuevo
contrato tendrá vigencia hasta 2018. Asimismo, el 22 de Enero de 2011 se
suscribió el contrato de prestación de servicios del bloque Tivacuno.
El Bloque 16, está ubicado en la provincia Oriental, y con Tivacuno y
BioCapiron suma una extensión de 220 mil hectáreas. En su interior se
construyeron sofisticadas instalaciones requeridas para el procesamiento del
petróleo proveniente del Bloque y de los campos Bio-Capiron y del área
Tivacuno, facilidades que permiten un adecuado y técnico manejo de la
actividad petrolera que por realizarse dentro de un área protegida, el Parque
Nacional Yasuni, requiere de especiales cuidados y de la autorización de
técnicas que permitan integrar las necesidades de desarrollo del Ecuador y la
conservación de la Amazonia.
Tanto las Facilidades de Producción del Norte (NPF, siglas en inglés) como
las Facilidades de Producción del Sur (SPF, siglas en inglés) cuentan con
todas las disposiciones que la moderna técnica aconseja para este tipo de
38
infraestructura. El petróleo que se produce en el Bloque 16 y en BiogiCapiron,
es transportado hasta Lago Agrio a través de un oleoducto subterráneo de
120 Kilómetros de longitud que cuenta con los más innovadores sistemas y
estándares de seguridad.
Otro aspecto de la tecnología que se aplica en el Bloque 16, es el excelente
tratamiento de los lodos de perforación y la reinyección del agua de formación
que se produce conjuntamente con el petróleo.
La incorporación de sofisticada tecnología en geología, geofísica, exploración
y producción de crudo pesado, hace de la operación del Bloque 16 un modelo
de gestión con mínimo impacto ambiental y prácticamente sin emisiones ya
que se realiza la combustión del gas para generar energía.
4.1 INFRAESTRUCTURA E INGENIERIA DEL BLOQUE 16
El Bloque 16, se encuentra ubicada en el Oriente Ecuatoriano, más
específicamente en la Provincia de Orellana al noreste del Ecuador, como lo
muestra la Figura 9.
Figura 9: (Mapa del Ecuador bloque 16)
39
Dentro del bloque 16, se encuentra varios campos especialmente en la zona
sur. Estos campos son los siguientes: Amo, Ginta, Iro, Daimi, Dabo y
BiogiCapiron, que es un campo compartido con el Estado. Estos campos
antes mencionados son los campos que dentro del bloque están en fase de
explotación y desarrollo como se establece en la Figura 10.
Figura 10: Diagrama del flujo general de las facilidades del bloque 16
Fuente: (Repsol, 2010)
En el gráfico se detalla las instalaciones de superficie que compone el bloque
16, que inicia desde el SPF (facilidades de producción sur) hasta su punto de
fiscalización en Lago Agrio. El petróleo es extraído en los well pad
(plataformas donde están todos pozos de producción) en el campo sur del
bloque 16 que son Amo, A, B, C, Dabo, Daimi A y B, todo el fluido es llevado
hacia la planta de deshidratación del SPF donde es separado las tres fases
del fluido (petróleo, agua de formación, gas) para ser almacenado cada uno
de estos. El petróleo es enviado por el oleoducto hacia el NPF(facilidades de
producción Norte ) que ingresa a la planta de deshidratación para ser
40
almacenado en los tanques, también se recibe el fluido extraído de los well
pad (plataforma de producción ) de Capiron y Tivacuno para ser deshidratado,
luego del proceso en el NPF se procede a enviar el petróleo a Lago Agrio
debiendo pasar por la estación de rebombeo hasta llegar a los puntos de
fiscalización del OCP( Oleoducto de Crudos Pesados ) y SOTE (Sistemas de
Oleoductos Transecuatoriano); como muestra la Figura 11.
Figura 11: Diagrama de flujo de la planta NPF (Facilidades de Producción
Norte)
Fuente: (Repsol, 2010)
En el grafico se detalla gráficamente las instalaciones de superficie de la
planta del NPF (facilidades de producción Norte). El crudo llega desde la
planta del SPF y se mezcla con el fluido que llega desde BOGI, CAPIRON y
TIBACUNO ingresa a un cabezal donde se reparte la carga del fluido hacia
41
los 2 trenes de deshidratación. Cada tren consta de 2 free wáter (separador
de agua libre), 2 intercambiadores de calor, 1 separador de producción, 1
deshidratación, 1 scrubber de agua. Se cumple un proceso mecánico y físico
químico para tener las tres fases bien definidas para su buena separación.
4.2 PLANTAS ELÉCTRICAS Y FUNDAMENTOS DE LA
GENERACIÓN ELÉCTRICA
El objetivo fundamental del área de generación eléctrica, es proporcionar la
energía necesaria para la explotación, producción y transporte del petróleo,
es por eso que la compañía Repsol YPF cuenta con los equipos de
generación NPF, SPF Y SSDF, para poder proporcionar la energía que se
necesita, la operación de los equipos de generación eléctrica la de la misma
manera en los campos.
4.3 SISTEMA DE GENERACIÓN INTERNA ELÉCTRICA DE NPF
(Facilidades de Producción Norte)
Este sistema cuenta con dos grupos de electrógenos accionados por dos
turbinas a diesel, LM2500, GE, las cuales generan una capacidad de energía
de 18.5 Mw cada uno, un generador a diesel, Detroit, que genera una
capacidad de energía de 1Mw.
42
Figura 12: Generador A LM250 a diésel
Fuente: (Repsol, 2010)
Figura 13: Generador Dual Diesel / Gas
Fuente: (Repsol, 2010)
En la Compañía Repsol los equipos de generación eléctrica están formados
por: un equipo impulsor (turbinas o motores de combustión interna), un equipo
43
impulsado o accionado (generador eléctrico) y además cuenta con equipos
auxiliares.
4.3.1 TURBINA A GAS
Una turbina es básicamente una máquina caliente en la que se genera
energía térmica y luego lo convierte en energía mecánica a través de la
aplicación de un proceso termodinámico, los eventos que ocurren este ciclo
son:
Compresión
Combustión
Expansión
Escape
La compañía Repsol YPF cuesta en la actualidad con dos tipos de turbinas
que son:
Turbinas LM2500 de General Electric
Turbinas Solar Centauro H50
Figura 14: Turbina
Fuente: (Repsol, 2010)
44
4.3.2 TURBINAS LM 2500. GE
Son fabricadas por General Electric y consisten en:
Generador de Gas (GG)
Turbina de potencia
Exhaust
El generador de Gas es el encargado de generar los gases calientes para la
turbina de potencia y está formado por:
La sección de entrada la cual direcciona el aire al interior del compresor y
proporciona un flujo de aire estable, tal como se representa en la Figura 15.
Figura 15: Interior de una turbina solar
Fuente: (Repsol, 2010)
La sección del compresor tiene como propósito fundamental comprimir el aire
para la combustión, tiene 16 etapas de flujo axial con una relación de
compresión de 18 a 1 sus componentes son:
Estructura frontal del compresor (CFF)
Rotor del compresor
Estator del compresor ( CRF)
45
Tiene 6 etapas de alabes variables 1000 RPM
Estator soportado en el CFF y en el CRF
Rotor soportado en rodamientos 3R, 5B Y 4R
La sección de la cámara de combustión la cual es una
cámara anular que cuenta con treinta inyectores y dos
bujías.
4.3.3 TURBINAS DE ALTA PRESIÓN
La función de esta turbina es extraer energía del flujo de gases calientes para
poder mover el rotor del compresor el mismo que esta acoplado
mecánicamente, el cual está formado por un rotor y un estator de dos etapas
cada uno, esta turbina está soportada en los bearing 4B Y 5R.
4.3.4 TURBINAS DE POTENCIA
Es una turbina de baja presión gira a 3600 revoluciones por minutos (RPM),
tanto el rotor como el estator constan de 6 etapas de alabes, el eje de esta
turbina tiene acople físico con el eje del generador eléctrico, esta turbina esta
soportado en los bearing 6R, 7R y 7R, la cual está acoplada
aerodinámicamente a la HPT (Turbina de alta Potencia), cuenta con un ducto
de escape que sirve para expulsar los gases calientes luego de mover la
turbina de potencia (PT).
4.3.5 TURBINAS SOLAR CENTAURO 50
Estas turbinas tienen una capacidad de energía de 3.5Mw, tiene un solo eje, y
sus principales componentes son: entrada de aire, generador de gas y el
46
compresor que tiene 11 etapas de rotor y estator, es de flujo axial, tiene tres
alabes variables y gira a 14950 RPM. Una turbina solar internamente
podemos observar en la Figura 16.
Figura 16: Partes internas de una turbina sola Centauro.
Fuente: (Repsol, 2010)
Tiene una cámara de combustión que es una cámara anular que tiene doce
inyectores , una antorcha, una bujía y además es dual ( diesel y gas
combustible ), una turbina de potencia, que tiene tres etapas de rotor y estator
y su eje está acoplado directamente al generador eléctrico y cuenta con una
caja de engranajes que reduce la velocidad de 14950 a 1800 RPM, cuenta
con un ducto de escape que expulsa los gases calientes luego de mover la
turbina de potencia, además con un sistema de soporte ( aire, arranque,
combustible, aceite y control) y con accesorios (válvulas bleed, enfriadores de
aceite).
4.4 ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO DE UN GENERADOR
ELÉCTRICO
El generador eléctrico es una máquina que consiste en estaciones de bobinas
de alambre de cobre. Denominado estator Winding, y un campo magnético
47
giratorio, denominado rotor o generador de campaña, la rotación del
generador de campo causa corriente eléctrica a través de la corriente del
estator bobinado, cuando el estator bobinado está conectado a la carga, la
corriente fluye desde el generador a través de los bobinados al motor eléctrico
bobinados produciendo la rotación motor. El flujo de corrientes a través del
motor eléctrico regresa al generador estator devanado.
El generador eléctrico es el encargado de convertir la energía mecánica en
energía eléctrica. Para que un generador produzca energía eléctrica debe ser:
Excitado, Controlado y su salida debe estar conectada a un sistema de
distribución se deben verificar lo siguiente parámetros como un voltaje, la
frecuencia y la secuencia base, esto permite que las señales del generador
como el sistema de distribución se encuentren sincronizados.
El generador eléctrico está formado o estructurado de las siguientes partes:
Excitatriz de Campo
PMG (Generador de magnetismo permanente)
Rotor de la excitatriz
Rectificador trifásico de onda completa
Excitatriz de la armadura (Rotor)
Bobinado de fuerza (Estator)
Sistema de excitación
Sistema de sincronización
Sistema de protección
Protección eléctrica
Protección mecánica
48
Figura 17: Generación Eléctrica
Fuente: (Repsol, 2010)
4.5 EQUIPOS DE GENERACIÓN INSTALADOS EN EL BLOQUE 16
Dos turbinas LM2500, GE. 18.5 Mw
Cinco Generadores a gas, WUAKESHA, 1.05 Mw.
Un Generador a Diesel, Detroit, 1Mw.
Capacidad instalada 43.25 Mw.
49
4.6 PROCESOS DE PRODUCCIÓN PETROLERA EN EL BLOQUE
16
La producción actual en el bloque 16 es de 55.000 barriles diario de crudo
pesado de 16 grados API, con cortes de agua de hasta 90%, es decir, extraen
9 barriles de agua por cada barril de crudo, esto da una media de 495.000
barriles diarios de aguas de formación. La compañía Repsol YPF pretende
ampliar el contrato desde el 2011 hasta el 2020, son parte del OCP
(Oleoducto de Crudos Pesados).
Este crudo tiene una gran cantidad de azufre, establecida en
aproximadamente el 2,35%, por lo que es altamente corrosivo, por lo que se
espera que la vida útil de las instalaciones petroleras sea muy corta y que los
problemas ambientales por derrames y otros accidentes sean muy frecuentes
en corto plazo.
4.6.1 PLANTAS DE PRODUCCIÓN (OPERACIONES)
El fluido proveniente de los Well Pads (plataforma de producción): crudo,
agua ya gas ingresa a las estaciones de tratamientos en NPF (Facilidades de
Producción Norte) a través de los recibidores y posteriormente en el cabezal
principal, mediante un manifold se direcciona hacia el tren A, tren B y tren C
de separación para que posteriormente ser almacenados en los tanques el
crudo, gas y agua de formación.
A continuación en la Figura 18. Se muestra un esquema general de
producción petrolera en Repsol, podemos ver el Well Pad (Plataforma de
Producción) sale por el oleoducto secundario hacia la Planta de
deshidratación y de la planta hacia los Well Pad por la línea de agua de
formación para su reinyección.
50
Figura 18: Esquema del proceso de producción de crudo
Fuente: (Repsol, 2010)
4.7 BOTAS DE DESGASIFICACIÓN
El crudo ingresa por la parte superior de la bota desgasificadora y cae
golpeando en los platos internos permitiendo lograr el objetivo de este
proceso el cual es de extraer el gas que se ha disuelto en el crudo que
proviene de la deshidratadora la que se realiza a través de placas colocadas
alternadamente dentro de la bota donde se produce una liberación de gas la
misma que es extraída por medio de una presión negativa -2PSIA generada
por el compresor de baja presión, desde el sistema de recovery gas.
Observamos las líneas de flujo de entrada de crudo y salida de crudo y gas
de la bota desgasificadora como lo muestra la Figura 19.
51
Figura 19: Botas de Desgasificación
Fuente: (Repsol, 2010)
4.8 PROCESO DE CUANTIFICACIÓN DEL GAS QUEMADO EN
TEA
Los países que más queman en los pozos son Nigeria (24.100 millones de
metros cúbicos en 2004), Rusia (14.700 millones de metros cúbicos), Irán
(13.300 millones de metros cúbicos), Irak (8.600 millones de metros cúbicos),
Angola (6.800 millones de metros cúbicos), Qatar (4.500 millones de metros
cúbicos), Argelia (4.300 millones de metros cúbicos) y Guinea Ecuatorial.
La industria de petróleo y gas del Ecuador actualmente emite 0.66 millones de
toneladas de dióxido de carbono (Mt CO2e) 0 1.49 Bcf (Barriles de pies
cúbicos) (42.3 millones de m³) de CH4. Se prevé que en el año 2020, este
volumen de emisiones aumentara a 1.16 millones de toneladas de dióxido de
carbono (Mt CO2e) o 2.61 Bcf (Barriles de pies cúbicos) (74 millones m³).
52
Figura 20: Gas quemado TEA SPF y generación Gas / Diesel
NPF
Fuente: (Repsol, 2010)
4.9 PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN DEL GAS DEL SISTEMA
REPSOL
Sería muy importante que Repsol, aparte del beneficio ambiental que podría
producir al optimizar el uso del gas que se obtiene al extraer el petróleo,
pueda utilizar el mismo para evitar el consumo de Diesel en su generadora
eléctrica actual. Esta planta durante todo el día trabaja con generación a gas
proveniente de los pozos de producción, excepto dos horas, cuando se
realiza el envió del PIG de mantenimiento y limpieza interna de oleoducto
secundarios (Daimi, Iro, Ginta y Amo), provocando la llegada muy alta de gas,
la que no es aprovechada y es quemada en tea, por su limitante de
compresión y almacenamiento, posteriormente, el abastecimiento de gas
decae notablemente y por el transcurso de 2 horas, el generador eléctrico
(turbina dual) pasa a consumir Diesel, mismo que es autoabastecido por la
misma empresa en la planta topping a un costo muy alto.
53
La propuesta consiste en aprovechar el gas que es enviado a ser quemado
en tea y utilizarlo para la generación de energía en una turbina LM2500, que
durante la caída de presión de gas pasa a generar a diesel, para ello se
procedió a convertir la turbina LM2500 a sistema dual ( Gas- Diesel), esta
decisión se orientó a eliminar el consumo de diesel con lo que se encontraba
funcionando y a su vez funcionar en un 100% con gas, quedando la opción de
que la maquinarias trabajen solo en caso de emergencia y por mantenimiento
a Diesel.
4.10 RECUPERACIÓN DE GAS DE BAJA PRESIÓN EN LA
PLANTA DE PRODUCCIÓN (facilidades de producción
norte)
En diciembre del 2011 entro el sistema de captación de gas para ser utilizarlo
como combustible para la generación eléctrica en la planta NPF(Facilidades
de Producción Norte), con este proyecto Repsol direcciono el gas residual de
destilación y el gas provenientes de los tanques de agua de formación y
desgasificación de crudo al sistema de recuperación de gas para generación
eléctrica aprovechando de esta manera como combustible y minimizando la
quema de gas por antorcha, pero esto no fue suficiente ya que al realizar los
estudios no se tomó en cuenta las sobre presiones y bajas presiones que se
tienen al momento de llegar el PIG de limpieza en los 4 oleoductos
secundarios que llegar al SPF( Facilidades de Producción Sur).
Para el año 2014 Repsol se ha trazado como objetivo ambiental el reducir al
mínimo la quema de gases en antorchas en la planta de producción NPF(
Facilidades de Producción Norte), para lograr la captación de gas remanente
de baja presión y así poder incorporarlo al sistema de generación eléctrica,
esto significa que Repsol deberá incorporar 11 toneladas de gas por día,
generación adicional de 16.819 MW h/año, sustitución de 4.445
toneladas/año de Diesel y reduciendo así los costos operativos por 1.5
54
millones de euros/año. Al terminar la implementación del proyecto de
captación de gases de baja presión en NPF (Facilidades de Producción
Norte) se lograra una utilización del 86.5% del gas asociado como
combustible para generación eléctrica.
La compañía Repsol tiene previsto invertir dos millones de dólar para lograr
captar 3 800 000 pies cúbicos de gas al día y alimentar una turbina que
genera 17 MW, reduciendo así las emisiones de CO2 en el orden de 77.000
toneladas al año.
4.11 PROPUESTA DE OPTIMIZACION Y RECUPERACIÓN DEL
GAS NATURAL EN LA FACILIDADES NPF
Se instalaran dos nuevas unidades de compresión, que servirán como
respaldo a las unidades existentes. Un sistema de compresión será para el
gas de baja presión recolectado en las botas de gas, en los diferentes
tanques recovery gas y los demás sistemas de gas blanketing, depuradores,
etc., mientras que la otra unidad de compresión es la de alta presión que
toma el gas de los acumuladores de gas combustible y eleva la presión para
uso como gas combustible en la turbina LM 2500.
4.12 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ACTUAL
El presente estudio comprende el análisis de dos sistemas de compresión
uno correspondiente al recobro de gas de baja presión de los diferentes
sistemas de baja y otro de elevación de presión para uso en la turbina
LM2500.
55
4.12.1 RECOBRO DE GAS DE BAJA PRESIÓN
Este sistema es el encargado de optimizar todo el gas que se recupera en las
botas de gas, en los diferentes tanques de agua y de crudo del NPF
(Facilidades de Producción Norte), así como el gas que sale de los tanques
durante el proceso de llenado, y desplazamiento del gas de blanking y
también el gas que se usa en los scrubbers de flujo cruzado en la planta de
tratamiento de agua de formación.
Los gases de los depuradores de agua de producción y de las botas
desgasificadoras, a presión atmosférica aproximadamente son recolectadas y
llevadas al cero enfriador E-2063 A/B/C/D, el cual baja su temperatura hasta
aproximadamente 120 °F, y de allí, es llevado al separador de gas de recobro
V-2061, en donde le son removidos los líquidos (agua e hidrocarburos)
dejándolos las fases bien definidas. Del V-2061 el gas es succionado por el
compresor C-2067B (existente) o por el nuevo C-2067C (propuesta de nuevo
a instalar).
En tanto que los gases provenientes del cabezal del retorno de gas blanketing
(gas de manto) y desde scrubber de agua se mezclan y son llevados al
Scrubber Recuperador de Gas V-2072, a una temperatura aproximadamente
de 120 °F, en donde le son removidos los líquidos (agua e hidrocarburos). Del
V-2072 el gas es succionado por el compresor C-2067 (existente) o por el
nuevo C-2067C (nuevo, instalar). Como flexibilidad operacional, del V-2072
los gases pueden ser llevados al aeroenfriador E2063, siempre y cuando las
condiciones de presión sean las adecuadas.
Esta establecido que solo un compresor trabajara a la vez o sea que un
compresor es respaldo del otro. Dejando la posibilidad de operar con los dos
compresores en paralelo con la finalidad de mayor captación de gas durante
la llegada de PIG de limpieza. El compresor es en realidad un paquete, con
su propio depurador de succión (V-2067AB), compresor rotativo de tornillo
56
lubricado, separador de aceite y gas con filtro coalescente incorporado, y
aeroenfriador de gas y de aceite de doble haz de tubos.
El gas comprimido, libre de aceite, enfriado y con condensados y agua, sale
de este sistema a aproximadamente a 120 °F, y es llevado al depurador
V2062, en donde le son retirados los hidrocarburos condensados y el agua, y
el gas es dispuesto para su uso en el sistema de gas de blanketing o como
gas combustible.
4.12.2 COMPRESIÓN DE GAS PARA TURBINA DUAL (G2170B)
Este sistema es el encargado de suministrar el gas requerido por la turbina
dual G2170B para su correcta operación, a las condiciones de presión
requerida por esta última, la presión requerida necesaria es 385 PSI la cual
deberá ser constante, caso contrario la turbina se apagaría por baja presión
del combustible.
El gas almacenado en los recipientes V-3010/3011/3012 es llevado al
sistema de compresión a través de los filtros coalescentes F-101 A/B
(existentes), o F-1793 A/B (propuesto a instalar), previo control de presión
aguas arriba de los filtros, mediante las válvulas reguladoras de presión PV.
Una vez el gas pasa por los filtros, es succionado por el compresor C-3121 A
(existente), o C-3121B (propuesto a instalar), la función de estos compresores
es suministrar una presión constante de gas combustible para la turbina la
cual debe mantener en 385 PSI.
En realidad, cada compresor es un sistema con su propio depurador de
succión, un compresor de dos etapas, un sistema de aeroenfriador intermedio
(intercooler), un depurador de gas de succión de segunda etapa y su propio
sistema de reciclo. El gas sale de este sistema caliente, ya que no tiene
enfriador de segunda etapa, y de aquí va a los filtros de post compresión F-
102 A/B, para de allí ser llevado a la turbina G2170B. El sistema de
compresión sube la presión del gas desde aproximadamente 90PSI a la
57
succión después de las válvulas reguladores de presión a la succión, hasta
385 PSI, que es la presión requerida por la turbina, la presión en los
acumuladores de gas es de 220 PSI.
4.12.3 SISTEMA DE GAS DE BAJA PRESIÓN
El gas proveniente de las botas de gas, sistema de gas blanketing y gas de
los scrubbers de flujo cruzado es recolectado y enfriado en los E-2063,
equipos que tienen arranque y parada manual. Los fluidos pasan al V-2061,
un separador trifásico con bota, en donde le son removidos los hidrocarburos
mediante el sistema de control LIC-4117, y el agua de la bota, mediante el
sistema de control de interface LIC-4113.
El gas sale del V-2061 por su propia presión, por una línea libre, hacia la
succión del sistema de compresión C-2067C a través de la línea de 10
pulgadas. Se ha dispuesto una conexión para que el gas recuperado de los
Scrubbers de agua, así como el gas del cabezal de retorno de gas blanketing
y que ha pasado por el depurador V-2072 pueda ser también succionado por
este compresor. Los gases recolectados en esta línea de 10 pulgadas entran
al depurador del sistema de compresión C-2067C, este depurador se encarga
de evitar la entrada de líquidos al compresor, lo cual podría causar problemas
graves al mismo. Este depurador cuenta con control de nivel de líquidos,
LC4156C que enciende la bomba de diafragma y envía los líquidos de retorno
hacia el sistema de drenaje cerrado. El depurador cuenta además con
interruptor de muy alto nivel, LSHH 4155C, el cual al ser activado apaga el
compresor.
El gas que sale del depurador es succionado por el compresor y mezclado en
su entrada con el aceite de lubricación del mismo, que a su vez actúa como
refrigerante. La mezcla de gas y aceite salen del compresor a 50 psig, y val al
58
separador gas/aceite, V-2067C. En este separador se elimina el aceite líquido
del gas, quedando el aceite en la parte baja del recipiente y el gas sale por su
propia presión por la parte superior a través del filtro de salida, hacia el
aeroenfriador incluido en el paquete. El aceite es re circulado desde el
separador hacia el enfriador de aceite, el cual cuenta con una válvula
controlada de temperatura de aceite, TCV-4161C, que mantiene la
temperatura del aceite en el ciclo en el valor adecuado, impidiendo que este
tan frio que condense los hidrocarburos del gas, o que esta tan caliente que
sea arrastrado con la corriente de gas.
El gas pasa por el aeroenfriador E-2068C, en donde se enfría hasta
aproximadamente 120°F, y de allí es llevado al separador de gas V-2062 para
la remoción de los líquidos formados por la compresión y enfriamiento, y que
pueda ser usado en los diferentes servicios. Este último equipo es existente y
presta servicio a la unidad actual de baja presión, C-2067B.
4.13 PROCESOS DE TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL
PARA SER UTILIZADO EN LAS TURBINAS DEL NPF-REPSOL
Para la instalación de las unidades de compresión para el sistema de recobro
de gas de baja presión y sistema de compresión para turbina, efectuados
para el presente proyecto, será necesario instalar dos compresores (uno de
baja y uno de lata presión) en el NPF (Facilidades de Producción Norte) del
Bloque 16.
La presión de succión mínima de diseño que puede manejar el compresor del
sistema de baja será de -2 PSI.
Para utilizar cualquier Gas combustible es necesario conocer cuáles son sus
propiedades Físico-Químicas y su composición, esto se hace mediante una
Cromatografía y en el presente capítulo se desarrollara los cálculos
necesarios para Caracterizar un Gas Natural en base a los resultados de la
Cromatografía realizada en el laboratorio de Análisis Instrumental de la
Escuela Politécnica Nacional. Los resultados básicos se presentan a
continuación en la Tabla 5.
59
Tabla 5. Resultado de la cromatografía del gas natural obtenido del NPF
Repsol
Fuente: (Repsol, 2010)
Las condiciones de trabajo para la utilización del Gas del
Recobro:
• Temperatura 120 º F (48,9 C) ,580 °R
• Presión: 385 psia
• Caudal: 3´85 MMPCD
60
Cálculos de las Propiedades Físicas:
a) Calculamos el Número de Moles de cada Gas en la mezcla
[4.1]
Dónde:
= Numero de moles de gas en la mezcla
= Peso del Gas en la Mezcla en base a 100gr de peso
total
Peso Molecular del Gas
• Realizamos este cálculo para cada componente de la
mezcla
• La sumatoria resulta en el Número de Moles totales
b) Calculamos la Fracción Molar de cada Gas en la Mezcla
𝑦𝑖 =𝑛𝑖
𝑛𝑡 [4.2]
61
Dónde:
Fracción molar del gas en la mezcla
: número de moles del gas en la mezcla
: número de moles totales
𝑦𝑀𝑒𝑡𝑎𝑛𝑜 =4.470
5.286= 0.846
De esta forma se calcula la fracción molar debe cada elemento en la mezcla;
la sumatoria debe resultar =1.0.
c) Calcular el Peso Molecular de la Mezcla Gaseosa
[4.3]
Dónde:
= fracción molar del gas en la mezcla
Peso molecular del gas (datos tomadas del manual de la GPSA capítulo
23)
18.923 gr/gr mol 18.923 lb/ lb mol 18.923 Kg/Kg mol
62
d) Los resultados globales se presentan en la Tabla 6.
Tabla 6. Cálculos- Resultados
Gas % peso Numero de moles (ni)
%moles Fracción molar yi
Peso molecular componente g/g-mol
Peso molecular mezcla (g/g-mol)
N2 2,12 0,076 1,43 0,014 28,013 0,401
Metano 71,71 4,470 84,57 0,846 16.043 13,567
CO2 4,5 0,102 1,93 0,019 44,01 0,851
Etano 11,14 0,370 7,01 0,070 30,07 2,108
H2S 0,1 0,003 0,06 0,001 34,082 0,019
Agua 2,6 0,144 2,73 0,027 18 0,492
Propano i- 1,09 0,025 0,47 0,005 44,097 0,206
Butano 1,27 0,022 0,41 0,004 58,123 0,240
n-butano 1,11 0,019 0,36 0,004 58,123 0,210
i-pentano 1,2 0,017 0,31 0,003 72,15 0,227
n-pentano i- 1,04 0,014 0,27 0,003 72,15 0,197
hexano 0,1 0,001 0,02 0,000 86,177 0,019
n-hexano 1,09 0,013 0,24 0,002 86,177 0,206
i-heptano 0,95 0,009 0,18 0,002 100,204 0,180
TOTAL 100,02 5,286 100,00 1,000 18,923
Peso molecular Del gas
e) Gas Ideal y Gas Real
Cuando un Gas está relativamente a altas temperaturas (sobre 80ºC) y a
bajas presiones (hasta 3 atmosferas) se comporta como gas ideal y cumple
las leyes que cuantifican este comportamiento (ver ecuaciones Nº 4). Pero si
las condiciones cambian, disminuye la temperatura y se incrementa la
presión, el gas se comporta como gas real y debe introducirse en la ecuación
general de los gases ideales un factor de corrección denominado “Factor de
Comprensibilidad z” que por definición es:
[4.4]
Las Condiciones Reales son las de trabajo del Gas sea que este dentro del
pozo, fuera del pozo o vaya a ser utilizado. Las Condiciones Estándar pueden
ser tomadas como Ideales, estas son:
63
Presión = 14,7 psia
Temperatura= 0ºC ( 273,15 ºC)
Pero para la industria Hidrocarburifero, Gasífera y para transacciones
comerciales las condiciones estándar son:
Presión = 14.7 psia
Temperatura = 15,56 ºC (60ºF)
Para Gas Ideal y Condiciones Estándar el valor de Z= 1, para condiciones
Reales se debe introducir en todos los cálculos el valor del Factor de
Compresibilidad Z.
Según datos de campo el Gas Natural recuperado para poder introducirse a la
turbina dual G2170 B (Ver numeral 3.12.2) debe estar a una presión
constante de 385 psia, si la presión no es constante la turbina se apagaría por
baja presión de combustible por tanto se realizaran los cálculos para esta
presión de trabajo y la temperatura del gas de 120ºF.
El cálculo del valor de “Z” para un Gas puro se realiza en laboratorio para
aplicar la ecuación [4.4] pero para mezclar gaseosos como es el Gas Natural
se debe calcular mediante las condiciones Pseudocriticas presión y
temperatura que son propiedades de cada Gas en la Mezcla.
Presión Crítica.- Es la presión necesaria para licuar el gas a esa
Temperatura.
Temperatura Crítica.-de un gas es la temperatura máxima a la que
puede licuarse.
Estas son las Condiciones a las cuales se licuan un Gas.
64
Figura 21: Diagrama de fases (composición)
Fuente: (Campbell, 2002), Diseños estructurales de ductos y
poliductos
A continuación en la Tabla 7. Se indica las propiedades críticas para cada
componente de la mezcla gaseosa y el cálculo del valor de Z.
Tabla 7. Cálculos - Resultados.
Gas % peso Fracción molar yi
Temperatura critica i. Tci oR
Presión crítica i. Pci, lpca
Temperaturaa. Pseudocritica i.=Yi*TcioR
Presión pseudocritica i,=Yi*Pci lpca
N2 2,12 0,014 227,2 492,8 3,253 7,056
Metano 71,71 0,846 343 667 290,062 564,056
CO2 4,5 0,019 547,4 1069,5 10,589 20,689
Etano 11,14 0,070 549,6 707,8 38,521 49,609
H2 0,1 0,001 672,1 1300 0,373 0,722
Agua 2,6 0,027 1165,14 31,97 31,841 0,874
propano 1,09 0,005 665,7 616,3 3,113 2,882
i-butano 1,27 0,004 734,1 527,9 3,035 2,182
n-nbutano 1,11 0,004 765,3 551 2,765 1,991
i-Pentano 1,2 0,003 828,8 490,4 2,608 1,543
n-penatano 1,04 0,003 845,5 488,7 2,306 1,333
i-hexano 0,1 0,000 911,46 439,5 0,200 0,096
n-hexano 1,09 0,002 913,32 430,7 2,186 1,031
i-Heptano 0,95 0,002 972,36 397,4 1,744 0,713
TOTAL 100,02 1,000 392,60 654,777
Temperatura seudo critica
mezcla
Presión seudo critica
mezcla
65
f) Calculo de la temperatura pseudocritica del gas en la mezcla
[4.5]
Dónde:
= Temperatura pseudocritica del gas en la mezcla (ºR)
= Fracción molar del gas en la mezcla
= Temperatura crítica del gas , valores tomados del Manual de la
GPSA (Gas Processors Supliers Association), Sección 23, Physical
Properties.
Ejemplo:
ºR
Se realiza este cálculo para cada componente de la Mezcla y se obtiene una
temperatura pseudocritica de la mezcla, que es la sumatorio de en este
caso resulta en 392.60 ºR
g) Calculo de la presión pseudocritica del Gas en la mezcla
[4.6]
Dónde:
= Presión pseudocritica del gas en la mezcla (lpca)
= Presión critica del gas (valores tomados del Manual de la GPSA).
66
Se realiza este cálculo para cada componente de la mezcla y se obtiene una
presión pseudocritica de la Mezcla que es la sumatoria de , en este caso
resulta 666.736 lpca.
h) El cálculo del valor de Z se realiza mediante interpolación en gráficos
especializados como tomado del Manual de la GPSA, Figura 23-4.
Fuente: Manual de la (GPSA, 2010), Capitulo 23
67
Para interpolar en el grafico se necesita las condiciones de temperatura y
Presión Pseudo reducidas de la Mezcla Gaseosa los mismos que se definen
a continuación:
Temperatura:
Dónde:
= Temperatura Pseudo reducida de la mezcla (ºR) (120ºF +460)= 580 ºR
= Temperatura de trabajo del sistema del Gas (ºR)
= Presión Pseudo critica de la mezcla Gaseosa (ºR)
Así:
Presión:
[4.8]
Dónde:
= Presión pseudo reducida de la mezcla (lpca)
Presión de trabajo del sistema del gas (lpca)
Presión pseudo critica de la mezcla gaseosa (lpca)
68
Con estos datos se realiza la Interpolación en el gráfico 23.4 de la GPSA, el
resultado es .
El Poder Calórico es una propiedad indispensable de un Gas Combustible
para su utilización la Norma Ecuatoriana NTE 2 489:2009 Gas Natural
Requisitos , el Gas Natural para su utilización debe tener mínimo 35.42 y
máximo 43.12 MJ/M3 de Poder Calórico Superior.
i) Cálculo del Poder Calórico de la Mezcla Gaseosa
El Poder Calórico de la Mezcla Gaseosa es la sumatoria del
Poder Calórico de cada Componente:
[4.9]
Dónde:
Fracción Molar del gas en la Mezcla
Poder Calórico de (valores tomados del Manual de la GPSA TOMO
23.)
Ejemplo:
Transformamos a 𝑀𝐽𝑜𝑢𝑙
𝑚3
69
Se verifica que este Gas Natural es adecuado para Combustible por estar en
el valor del Poder Calórico en el rango indicado en la Norma.
Tabla 8. Cálculos – Resultados.
Gas Fracción molar yi
Poder calórico neto (BTU/pie3)
Yi*Pci
N2 0,014 0,00 0,00
Metano 0,846 909,40 769,04
CO2 0,019 0,00 0,00
Etano 0,070 1618,70 1113,45
H2S 0,001 586,80 0,33
Agua 0,027 0,00 0,00
Propano 0,005 2315,00 10,83
i-butano 0,004 3000,00 12,40
n-butano 0,004 3011,00 10,88
i-pentano 0,003 3699,00 11,64
n-pentano 0,003 3707,00 10,11
i-hexano 0,000 4392,00 0,96
n-hexano 0,002 4403,00 10,54
i-heptano 0,002 5100,00 9,15
TOTAL 1,000 959,33 BTU/PIE3
j) El cálculo del gpm:
El gpm se define como galones de líquidos C3 + desde propano hacia arriba
en peso molecular) por cada mil pies³ de Gas medido a condiciones normales
o estándar (14,7 psia y 60ºF), representan los gases que a condiciones
ambientales Se condensaran para formar la gasolina natural, esta
condensación sucede en los equipos denominados scrubber de Gas.
Son de gran importancia ya que evitan que estos C3 + se condensen en los
compresores, dañando estos equipos.
El cálculo se realiza mediante la siguiente Ecuación:
70
[4.10]
Dónde:
= Fracción molar
Densidad molar del gas 𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠
𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙 valores tomados del Manual de la GPSA
fig. 23.2
Ejemplo: cálculo del gpm del propano
De esta forma se calcula para los demás componentes y la sumatoria resulta
en el valor 0.882 𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶3
+
𝑀𝑃𝐶𝑁 𝑔𝑎𝑠
Un valor adecuado para comercialización del Gas Natural es de gpm = 3 o
más, esto constituye la Gasolina Natural, esto sirve como combustible o para
mejorar el grado API del crudo al mezcla con este.
71
Tabla 9. Cálculos- Resultados.
Componente gas
Fracción molar yi Densidad liquido (gal/lbmol)
Gpm
H20
H2S
N2
CI
CO2
C2
C3 0,0049 10,43 0,134
i-C4 0,0043 12,38 0,141
n-C4 0,0038 11,93 0,119
i-C5 0,0033 13,85 0,120
n-C5 0,0029 13,72 0,103
i-C6 0,0002 15,58 0,009
n-C6 0,0025 15,57 0,103
C7 0,0019 30,86 0,153
C8 0 0,000
C9 0 0,000
C10 0 0,000
TOTAL 0,882
La Norma INEN indica un valor máximo de gpm para el gas natural de uso
como combustible de 0.045 𝑙𝑖𝑡𝑟𝑜𝑠
𝑚3 .
Transformación del valor obtenido
0.882𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝐶3
+
1000 𝑝𝑖𝑒3= 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒 𝑎 0.000882
𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠
𝑝𝑖𝑒3
0.000882𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠
𝑝𝑖𝑒3 ∗3.785 𝑙𝑖𝑡𝑟𝑜𝑠
1 𝑔𝑎𝑙ó𝑛∗
(3.28)3𝑝𝑖𝑒3
1𝑚3 = 0.118𝑙𝑖𝑡𝑟𝑜𝑠 𝐶3+
𝑚3𝑔𝑎𝑠 𝑎 𝐶𝑁
Este valor es alto por tanto debe colocarse scrubbers de Gas (separadores)
donde condense este gpm y a los compresores ingrese únicamente C1 y C2.
72
Esto afectara también al Poder Calórico del Gas al ingreso a las compresoras,
el Poder calórico Real estaría dado por:
Este es el Poder Calórico Real de esta Mezcla Gaseosa.
k) Cálculo de la gravedad especifica de la Mezcla:
La gravedad específica de un Gas se define como:
Desde la ecuación General de los Gases , se deduce
que:
[4.12]
Presión a la que está el gas (lpca)
= Peso Molecular 𝑙𝑏
𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙
= Constante Universal de los Gases 10.73𝑙𝑝𝑐𝑎∗𝑝𝑖𝑒3
°𝑅 𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙
Temperatura absoluta a la que está el Gas (°R)
= Factor de compresibilidad (Adimensional)
Reemplazando en la ecuación y tanto para el Gas como para el
aire
73
𝑆𝐺 =
𝑃𝑔 𝑀𝑔𝑅𝑇𝑔
𝑃𝑎 𝑀𝑎𝑅𝑇𝑎
⇒ 𝑆𝐺 𝑔𝑎𝑠 =𝑀𝑔
𝑀𝑎
Dónde:
= Peso Molecular del Gas
= Peso Molecular del aire = 28.96 𝑔𝑟
𝑔𝑟 𝑚𝑜𝑙
El cálculo resulta en: 𝑆𝐺𝑔𝑎𝑠 =18,923
28.96= 0.7
l) Densidad del Gas.-Aplicamos la ecuación [ 4.12 ] en las condiciones de
presión y temperatura de trabajo que son : 385 psia y 580°R
m) Cálculo del Índice de Woobbe :
El Índice de Wobbe es un parámetro importante cuando se requiere mezclar
Gases Combustibles con el aire en una reacción de Combustión; se controla
este Índice para asegurar la Combustión satisfactoria en un quemador.
Además es un indicador de intercambiabilidad de Combustible como Gas
Natural, Gas Licuado de petróleo (GLP) gasolina, Diesel y se lo define en las
especificaciones de suministro de Gas y de transporte como Combustible.
El Índice de wobbe se calcula mediante la siguiente Ecuación:
[4.13]
Dónde:
74
= Indice de wobbe en unidades 𝐵𝑇𝑈
𝑝𝑖𝑒3 ,𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟𝑖𝑎
𝑙𝑖𝑡𝑟𝑜, etc.
= Poder Calórico del Combustible en unidades de energía; 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟𝑖𝑎
𝑙𝑖𝑡𝑟𝑜;
𝐾𝑐𝑎𝑙
𝑚3 .
= Gravedad especifica del gas o del combustible para este
caso de estudio el Indice de Wobbe se calcula:
A continuación un resumen de las características del gas natural en el NPF
Repsol y su comparación con la Normativa Nacional (NTE INEN 2 489:2009)
gas natural.
Tabla 10. Resultados del análisis cromatografico del gas de Repsol
NPF y comparativo con la Norma (NTE 2 489:2009)
Fuente: (Norma, 2009) Especificaciones INEN 20489:2009 para contenido de
𝐻2𝑆 = 6.1𝑚𝑔𝐻2𝑆
𝑚3𝑔𝑎𝑠 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 𝑐.𝑛
A continuación se pone las especificaciones industriales del gas natural.
75
Tabla 11. Especificaciones del gas natural - Repsol
Fuente: Introducción del tratamiento de gas Repsol (Association, 2010)
Además se presentan especificaciones de algunos gases naturales en los
sitios específicos en la tabla siguiente.
Tabla 12. Gas natural especificaciones
Fuente: (Repsol, 2010)
76
Tabla 13. Toxicidad de H2S
Fuente: (Repsol, 2010)
n) Contenido actual de H2S.- según la Tabla 4, es el 0.1 % p de H2S en la
mezcla, esto significa 0.1 gramos de H2S en 100 gramos de mezcla gaseosa.
Para transformar de gramos de mezcla gaseosa a volumen (m³) utilizamos la
densidad del gas en condiciones normales y se aplica la ecuación [4.12].
77
ESTE ES UN GAS AMARGO SUMADO EL CONTENIDO DE CO2
Especificaciones de CO2 en la Norma INEN 20489:2009; 3% p; en el
resultado de cromatografía de este gas natural el resultado es 4.5% p, por lo
tanto este gas para ser utilizado debe someterse a un proceso de
endulzamiento.
o) Verificación del contenido de agua:
Según la NORMA INEN 20489:2009 el contenido de agua es de máximo
65𝑚𝑔𝐻2𝑆
𝑚2𝑔𝑎𝑠 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 a nivel Internacional y para la comercialización este contenido
debe ser de 4𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑝𝑐𝑛ya que el agua resta poder calórico del gas natural
combustible, esto según el Manual de la GPSA capítulo 20.
Como el contenido de y de CO2 de este gas es alto entonces calculamos
el contenido total de agua saturada en este gas con la ecuación 20-1 del
capítulo 20 del Manual de la GPSA.
W= Y HC WHC + YCO2 WCO2+ YH2S WH2S
Dónde:
W = Contenido total de agua saturada en el gas natural 𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑝𝑐𝑛
Y HC= fracción molar de la fase hidrocarburo (gas natural sumado metano y
etano).
YCO2 = fracción molar de CO2 en la mezcla gaseosa.
78
WCO2 = Contenido de agua en el CO2 (fig. 20-9 Manual de la GPSA) 𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑝𝑐𝑛
WH2S = Contenido de agua en el (fig. 20-8 Manual de la GPSA) 𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑝𝑐𝑛
WHC = Contenido de agua en la parte hidrocarburo (gas natural sumado
metano y etano; en 𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑝𝑐𝑛 (fig. 20-3 del Manual de la GPSA)
Fuente: Manual de la (GPSA, 2010)
El contenido de agua es importantísimo cuantificarlo ya que a las condiciones
de operación de los compresores (P= 385 lpca y T= 580°R) esta agua puede
condensar y provocar daños graves (cavitación) en estos equipos, que son
muy caros.
79
Datos para el cálculo:
P= 385 lpca
T= 580°R (120° F)
YHC = YC1 + YC2 = 0.846+0.070 = 0.916
YH2S = 0.001
Fuente: Manual de la (GPSA, 2010)
Y CO2 = 0.019
80
Fuente: (Manual de la GPSA)
De las interpolaciones se tienen:
WHC = 210𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑝𝑐𝑛
WCO2 = 190𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑝𝑐𝑛
WH2S = 210𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑝𝑐𝑛
w= (210* 0.916) + (190*0.019) + (210*0.001); w= 196.2𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑝𝑐𝑛
Transformación a las unidades según la NORMA INEN 20489:2009, para
comparaciones:
88.996320𝑚𝑔𝐻2𝑂
𝑃𝐶𝑁∗
(3.28)3𝑝𝑖𝑒3
𝑚3= 3140,46
𝑚𝑔𝐻2𝑂
𝑚3𝑔𝑎𝑠 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙
81
Este es el contenido de agua a condiciones normales (14.7 lpca y 60°F). Este
resultado es muy alto frente a las especificaciones por tanto se debe
implementar un proceso de deshidratación de este gas natural, las
operaciones unitarias para tratar un gas natural en secuencia lógica son:
I. Endulzamiento del gas, quitar de manera Físico- Química, el
contenido de y CO2; el proceso de mayor aplicación mundial por
ser más eficiente y barato es el tratamiento por absorción con
soluciones de Dietanolamina (DEA).
Tabla 14. Selección de procesos de H2S / CO2
Fuente: (Repsol, 2010)
82
Fuente: (Manual de la GPSA)
Tabla 15. Procesos de endulzamiento con Solventes químicos
Fuente: (Repsol, 2010)
Por tanto se realizan los cálculos para la implementación de este proceso.
Generalmente se utiliza soluciones acuosas de DEA al 25%- 35% peso en agua,
es por ello que el gas natural absorbe agua de la solución de DEA, por tanto la
siguiente secuencia de procesos debe cumplirse:
83
II. Deshidratación del gas natural, quitar de manera Físico- Química
el contenido de , el proceso de mayor aplicación mundial
(existen más de 35000 plantas de este tipo en el mundo) es por
absorción con Trietilenoglicol (TEG).
Tabla 16. Características y Propiedades de los Glicoles
Fuente: (Repsol, 2010)
p) Calculo de la cantidad de DEA.- Dietanolamina a ser aplicado:
Para realizar estos cálculos nos basamos en la literatura presentada en el capítulo
21 del Manual de la GPSA pag. 21-11.
84
Datos iniciales:
Caudal de gas a tratar = 3.85 MMPCD (dato del campo)
Temperatura del ingreso del gas = 120°C (48.9 °C), 580°R
Presión de ingreso del gas al proceso de endulzamiento, la presión en el
absorvedor o columna de absorción debe ser por lo menos 150 lpcm (165 lpca)
que es el equipo principal. (Dato tomado del Manual de “Tratamiento y
Procesamiento del crudo y gas natural” capítulo 3 del autor MSC Franklin José
Silva Bracho – Editorial Uvirtual. Org. Marzo 2009.
Absorción de la DEA: 0,33 moles de gas acido por mol de DEA (3.8-5.0 pies³ de
gas acido / galón de amina), Tabla 10.
Contenido de = 0.1% peso (% molar = 0.06) de Tabla 4.
Contenido de CO2 = 4.5% peso (% molar = 1.93) de Tabla 4.
Solución de DEA al 20% en agua.
Se aplica la ecuación 21-11 del capítulo 21 del Manual de la GPSA.
Dónde:
= galones por minuto de solución de DEA al 20%
= caudal de gas agrio a ser procesada (MM pcd)
= fracción molar de gas acido en el caudal de ingreso
= concentración de aminas en la solución liquida (% peso)
𝐺𝑃𝑀 = 45 ∗ 3.85 ∗(0.06+1.930)
20= 17.015 galones por minuto de DEA al 20% en
agua.
85
q) Cálculo de requerimiento de intercambio de calor para el
proceso de endulzamiento.
Para ello verificamos y calculamos con las ecuaciones dadas en la fig. 21-9 del
capítulo 21 del Manual de la GPSA
Calor necesario en el reboiler (rehervidor) de fuego
directo:
𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 = 11,30 ∗ 𝐺𝑃𝑀 = 11,30 ∗ 17.015 = 766,000 𝑝𝑖𝑒2
Calor necesario en el intercambiador amina rica- amina
pobre
𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 = 11.25 ∗ 𝐺𝑃𝑀 = 11,25 ∗ 17.015 = 191,4 𝑝𝑖𝑒2
Enfriador de la Amina ( enfriador de aire ) aeroenfriador
.
Fuente: (Manual de la GPSA)
86
𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 = 10,20 ∗ 𝐺𝑃𝑀 = 10,20 ∗ 17.015 = 173.60 𝑝𝑖𝑒2
Enfriador en el Condensador de reflujo
𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 = 5,20 ∗ 𝐺𝑃𝑀 = 5,20 ∗ 17,015 = 88,5 𝑝𝑖𝑒2
r) Estimados de consumo de potencia en equipos :
Para estos cálculos aplicamos las ecuaciones indicadas en el FIG. 21-10 del
capítulo 21 del Manual de la GPSA
Cálculos:
• Bombas para la circulación de amina:
2HP
• Bombas Booster para circulación de amina:
• Bombas de reflujo:
Fuente: (Manual de la GPSA)
87
• Aeroenfriador:
s) Determinación del diámetro del contactor (absorvedor)
Este es el equipo principal del proceso en donde se procede al endulzamiento por
absorción.
Se estima mediante la FIG. 21-11 del capítulo 21 del manual de la GPSA con los
datos de entrada; presión de operación 150 lpcam y caudal de entrada del gas
3,85 MMPCD.
Fuente: Manual de la (GPSA, 2010)
De la interpolación se determina que el diámetro interno de
este equipo es 20 pulgadas.
88
t) Proceso de Deshidratación:
Una vez endulzado el gas natural, se procede a la deshidratación por el proceso
seleccionado con TEG (Trietilenglicol).
La deshidratación es el proceso utilizado para eliminar el agua de natural gas y
líquidos de gas natural (LGN), y está obligado a:
o Evitar la formación de hidratos y condensación de libre
o Agua en las instalaciones de procesamiento y transporte,
o Cumplir con una especificación de contenido de agua, y
o Evitar la corrosión
Las técnicas para la deshidratación de gas natural, gas condensado asociado y
líquidos de gas natural son:
o Absorción utilizando desecantes líquidos,
o Adsorción utilizando desecantes sólidos,
o La deshidratación con CaCl2,
Efectos de la formación de hidratos:
Un hidrato es una sustancia cristalina que parece “hielo” conformada
por moléculas de HC atrapadas en la estructura de moléculas de H2O,
como lo muestra la Figura 26.
Para su existencia hace falta hidrocarburos livianos, agua, alta presión y
baja temperatura.
A alta presión pueden coexistir en equilibrio a temperaturas superiores
al hielo (18-20 °C).
89
Figura 22: Hidratos de HC formados en una corriente de LPC
Fuente: (Repsol, 2010)
El gas natural desde que se extrae del pozo, conjuntamente con el petróleo,
contiene agua saturada (estado de vapor) por lo que se debe prevenir la
formación de hidratos de metano en las tuberías de extracción (tubing) para ello
se inyecta en las líneas inhibidores de formación en el punto de roció del agua
saturada en la mezcla gaseosa, esto hace que en lugar de que el agua se
condense a 18-20°C, se condense a mucho menos temperatura -5 a -10 °C.
Si no se controla la formación de hidratos estos pueden aparecer en las tuberías.
Se sabe que el agua es la única substancia en la naturaleza que al enfriarse se
expande (todos los demás al enfriarse se contraen). Esta expansión puede
provocar ruptura de tuberías, taponamientos y daños del equipo con gravísimos
consecuencias económicas y ambientales, el gas que está asociado con el
petróleo no está aún endulzado por lo tanto el contenido de agua se calcula con la
90
ecuación 20-1 del capítulo 20 del Manual de la GPSA. El resultado es de
196,2𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁 𝐺𝐴𝑆 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙.
Se puede prever la temperatura de formación de hidratos para poder calcular la
cantidad de inhibidores a inyectarse en el fondo del pozo, para ello aplicamos la
ecuación 25 de la unidad 1 del Curso de Gasotecnia de la Universidad de Oriente
Núcleo Monagas- Venezuela- pagina. 70.
Dónde
FH = Temperatura de formación de hidratos en el pozo y durante la extracción
del gas o del gas asociado (°F).
= Presión promedio entre el fondo del pozo y del cabezal. Para nuestro caso en
el campo se tiene un promedio de 1000 lpca.
Presión en el fondo 2000 psia.
Presión en el cabezal: 1000 psia
Tomaremos como presión promedio del sistema 1500 psia.
FH = 67,4 °F (19.7 °C) esta es una apreciación de la temperatura a la que se
formaran hidratos de metano.
Otros métodos para predecir la temperatura de formación de hidratos pueden ser
consultados en el capítulo 20 del Manual de GPSA página 10 hasta a la 14.
91
u) Inyección de inhibidores de hidratos:
La formación de hidratos se pueden prevenir mediante la deshidratación del gas
o el líquido para eliminar la formación de un condensado de agua ( liquida o solida
) sin embargo la deshidratación puede no ser económicamente viable, en estos
casos la inhibición termodinámica puede ser un método eficaz de prevenir
hidratos, La inhibición utiliza inyección de uno de los glicoles o metanol en una
corriente de procesos en los que se puede combinar con el condensado de la fase
acuosa para disminuir la temperatura de formación de hidratos a una presión
dada, tanto el glicol y el metanol se puede recuperar con la fase acuosa y
regenerado es re-inyectado, el uso de los glicoles ofrece una ventaja económica
frente al metanol recuperado por destilación , en condiciones criogénicas por
debajo de los 40°F generalmente se prefiere el metanol porque la viscosidad del
glicol hace la separación efectiva, difícil.
Etilenglicol (EG), Dietilenglicol (DEG) y Trietilenglicol (TEG), son glicoles que se
utilizan para la inhibición. El inhibidor de hidratos más utilizado es el Trietilenglicol,
el cual puede ser inyectado mediante capilares al fondo del pozo, también es el
metanol puro
Fuente: (Manual de la GPSA)
92
Se realiza el cálculo para inyección de metanol puro y para la inyección de
Etilenglicol al 80% en peso en solución acuosa.
Datos de entrada:
Caudal de ingreso del gas = 3,85 MMPCD
Temperatura de salida por el cabezal = 120°F.
Temperatura en el fondo del pozo = 200 psia.
Presión de salida por el cabezal = 1000 psia.
Presión en el fondo del pozo = 2000 psia.
Temperatura de formación de hidratos = 62, 5°F
gpm del gas natural = 10 BLS de líquido / MMpie³
API del condensado del gas natural = 50
Peso molecular promedio del condensado de gas natural = 87,0 lb/ mol.
Calculo de la cantidad de agua condensada en los scrubbers por día ; con la
figura 20.3 del Manual de la GPSA, interpolamos la cantidad de agua saturada a
condiciones de fondo del pozo , también la cantidad de agua saturada en el
cabezal del pozo la diferencia del pozo la diferencia es el agua condensada (
liquida).
Agua saturada a condiciones de fondo de pozo:
Agua saturada a condiciones de cabezal de pozo
93
Diferencia
Para inyección del inhibidor metanol, aplicamos la ecuación 20.5 del Manual de la
GPSA.
Dónde:
= diferencia de temperatura entre la temperatura de formación de hidratos y la
temperatura a la que sale el gas del cabezal.
= fracción molar de agua en la fase liquida (condensada)
Cálculo de la cantidad de inhibidor metanol puro (concentración al 100%) a ser
inyectado: Ecuación 20.6 del Manual de la GPSA
Dónde:
=
=
94
El metanol es un alcohol con bajo punto de ebullición por tanto se evapora:
calculamos las pérdidas por evaporación del metanol a condiciones del cabezal
del pozo (1000 psia y 62,5 °F), se interpola de la figura 20-51 del Manual de la
GPSA.
Fuente: Manual de la (GPSA, 2010)
Nos da como resultado de condensación de
Perdidas de metanol por día:
Estimación de las pérdidas de hidrocarburo gas desde la fase liquida desde la
figura 20,52 del Manual de la GPSA a las condiciones de cabezal a 120°F y
concentración de metanol 100%.
95
Equivalente en metanol/ día de la figura 20-52
𝑋 𝑚𝑒𝑡𝑎𝑛𝑜𝑙 = 0,2% → 𝑋 = 0,002%
Lb - mol metanol en la fase de hidrocarburo liquido
Libras de metanol
Fuente:Manual de (GPSA, 2010)
96
Total de inyección de metanol por día:
Esta cantidad de metanol es la necesaria para evitar la formación de hidratos en
las tuberías durante la extracción del gas, el metanol posteriormente es
recuperado por condensación en los separadores gravimétricos y reinyectado en
recirculación si se elige el Etilenglicol como inhibidor, el cálculo es el siguiente:
𝑑 = −57,5℉ 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑚𝑜𝑙𝑒𝑐𝑢𝑙𝑎𝑟 𝑑𝑒 𝐸𝑡𝑖𝑙𝑒𝑛𝑔𝑙𝑖𝑐𝑜𝑙 = 62 gr/gr-mol
Resolviendo con la ecuación 20.6 del Manual de la GPSA se tiene
Por tanto es más económica la inyección de metanol (1675,4 𝒍𝒃
𝒅𝒊𝒂)
v) Deshidratación del gas natural para procesos de combustión
El proceso de deshidratación de gas natural más aplicado es en base a la
absorción en trietilenglicol:
Datos de entrada:
Tasa de flujo de gas= 3,85 MMPCD
Contenido de agua en la entrada = 210𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁 𝑔𝑎𝑠 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙
Se toma el valor ya calculado 196,2𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁 𝑔𝑎𝑠 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 más un factor de seguridad.
Contenido de agua en el gas de salida (para combustión)= 2𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁
(O)
97
Proporción de glicol para absorber agua = 3𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑇𝐸𝐺
𝑙𝑏 𝑎𝑔𝑢𝑎
Tasa de eliminación de agua 𝑙𝑏𝐻2𝑂
ℎ𝑜𝑟𝑎
Tasa mínima de circulación del TEG (galones 𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑇𝐸𝐺
ℎ𝑜𝑟𝑎 )
Se calcula L mínima = tasa mínima de circulación de TEG 𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠
ℎ𝑜𝑟𝑎
L (mínima)= tasa de eliminación de agua * proporción de glicol para absorber
𝑊 =𝐹 ∗ (𝐼 − 0)
24ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
𝑑𝑖𝑎
=3,8𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁𝐷(210 − 2)
𝑙𝑏𝐻2𝑂𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁
24ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
𝑑𝑖𝑎
= 32,93𝑙𝑏𝐻2𝑂
ℎ𝑜𝑟𝑎
Proporción de glicol para absorber = 3𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑇𝐸𝐺
𝑙𝑏𝐻2𝑂
32,93 𝐿 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜 = 32,93𝑙𝑏𝐻2𝑂
ℎ𝑜𝑟𝑎∗ 3
𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠𝑇𝐸𝐺
𝑙𝑏𝐻2𝑂= 98,83
𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠𝑇𝐸𝐺
ℎ𝑜𝑟𝑎
Para los cálculos se toma en cuenta una zona de seguridad del 15% entonces:
Esta es la tasa óptima de circulación de Trietilénglicol para este proceso de
deshidratación.
Para volúmenes pequeños de gas (menos que 10 MMPCND) se puede elegir el
proceso de absorción mediante desecantes o tamices moleculares, como lo
muestra la Figura 23.
98
Figura 23: Deshidratación con tamices
Fuente: (Repsol, 2010)
Al Sustituir la unidad de glicol con desecante Deshidratador se puede observar
que:
En el deshidratador desecante los:
Gases húmedos pasan a través de lecho de secado de tabletas desecantes
Las tabletas absorben la humedad de gas
La eliminación de la humedad depende de:
Tipo de desecante (sal)
Temperatura del gas y la presión
99
Las especificaciones de presión y temperatura para la tubería se encuentran en la
Tabla 17.
Tabla 17. Especificaciones de presión y temperatura para las tuberías
Fuente: (Curso de Deshidratación del gas natural, 2010)
Esquema de un desecante deshidratador, como lo muestra la Figura 29.
Figura 24: Esquema de un desecante deshidratador.
Fuente: (Ortuño, 2003)
100
Se elige el proceso con desecante cloruro de calcio que es el de menores
costos, para lo que se, presenta los siguientes cálculos.
Datos de entrada:
F= Caudal de gas MMPCD (3,85)
I= Contenido de agua en el gas de entrada (210 𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑃𝐶 )
O= Contenido de agua en el gas de salida (2,0 𝑙𝑏𝐻2𝑂
𝑀𝑀𝑃𝐶 )
B= razón de absorción de agua del desecante, dato que proporciona el vendedor
del producto (1/3), el cálculo es sencillo y proviene de un balance de masa.
D = F* (I-O) B Dónde:
D: Cantidad de desecante para el proceso 𝑙𝑏
𝑑𝑖𝑎
Calculo del diámetro y longitud del desecador:
Dónde:
= Diámetro interno del recipiente (pulgadas)
= La cantidad de desecante necesario (libras / día)
= Frecuencia supuesta recarga (días)
101
= Desecante densidad (libras / CF)
= Altura entre el mínimo y nivel del lecho máximo (pulgadas)
A continuación el desecador Figura 30.
Figura 25. Curso de Deshidratación del gas natural.
Fuente: (Repsol, 2010)
102
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
El gas natural húmedo al ser extraído desde el subsuelo puede provocar
la formación de hidratos y graves daños a los equipos de subsuelo
(tubing y cabezal) por lo tanto es necesario inyectar inhibidores
termodinámicos que disminuyan el punto de rocío del vapor de agua y la
temperatura de congelación del agua. Para los 3.85 MMPCD de gas se
necesita inyectar 1675,4 𝑙𝑏 𝑑𝑒 𝑚𝑒𝑡𝑎𝑛𝑜𝑙
𝑑𝑖𝑎 los mismos que pueden ser
recuperados en chillers para luego ser reinyectado.
Cuando se trabaja con presiones mayores a los 50 psi, el gas natural se
comporta como gas real por tanto hay que calcular el factor de
compresibilidad “Z” de no hacerlo se puede incurrir en desviación hasta
el 50% en el cálculo del proceso y diseño de equipos.
El gas natural es un recurso energético valioso económicamente y que
tiene que ser tratado antes de utilizarse.
La forma de caracterizar un gas natural es mediante la cromatografía de
gases.
Los resultados de cromatografía del gas analizado indican que este, es
un gas amargo y con alto contenido de humedad, estas características
del gas natural obligan a tratarlo. Se ha determinado el proceso de
absorción con Dietanolamina para el endulzamiento y absorción con
glicol para deshidratarlo.
Desde el inicio de la época petrolera en el año 1972, se han quemado en
teas de los campos petroleros y de facilidades de producción, un
equivalente EN GAS NATURAL a 200 millones de barriles de petróleo, a
un precio actual de 90 USD/BBL se tendría un valor de 18 mil millones
de dólares que hemos quemado, lo que equivale a la deuda externa
ecuatorianas, sumadas
103
RECOMENDACIONES
Para utilizar el gas natural como combustible es necesario hacer un estudio
de los equipos existentes para adaptar al nuevo combustible por ejemplo:
Separadores (gas- líquido), compresores con tratadores de presión,
inyectores.
De acuerdo con la nueva ley de hidrocarburos se prohíbe quemar o
desperdiciar el gas natural en los campos petrolíferos y por lo tanto en
todos los separadores tienen que implementarse procesos para purificar
y utilizar el gas natural.
No se puede utilizar el gas natural sin tratar, es necesario realizar una
caracterización en todos los campos petroleros.
104
GLOSARIO
Análisis del gas: el uso de métodos y técnicas para la determinación de la
composición química y propiedades físicas del gas natural, de acuerdo con las
normas y con la Práctica Internacionalmente Reconocida.
Calidad del gas natural: la composición y el conjunto de características físico-
químicas que posee el gas natural de acuerdo con las propiedades siguientes:
a) Poder calorífico, Índice Wobbe;
b) Densidad, factor de compresibilidad
c) Densidad relativa y puntos de rocío
Índice Wobbe: la relación del poder calorífico superior (HS) en base volumétrica,
con respecto a la raíz cuadrada de la densidad relativa, de acuerdo con:
Dónde:
Hs: poder calorífico superior
ρ: densidad relativa
Composición molar: el término utilizado para expresar la fracción mol o por
ciento mol de una mezcla gaseosa (fracción xi) del componente i. La fracción mol
es la relación de las moles del componente i, con respecto al número de moles
totales presentes en la mezcla gaseosa. Para un gas ideal, la fracción mol (o por
ciento mol) es igual a la fracción volumen, sin embargo, esta relación debe
ajustarse por el comportamiento de gases reales utilizando el factor de
compresibilidad.
Condiciones base: condiciones bajo las que se mide el gas natural
correspondientes a la presión absoluta de 98,07 kPa y temperatura de 293,15 K.
105
Condiciones estándar: condiciones bajo las que se mide el gas natural
correspondientes a la presión absoluta de 101,33 kPa y temperatura de 288,71°
K..
Condensación Retrógrada: Este fenómeno propio de los reservorios de gas y
condensado, es aplicable a muchas situaciones que involucran equilibrios de
fases a altas presiones, tanto en estudios PVT de laboratorio como en
condiciones de reservorio
Densidad: es la relación de la masa del gas entre su volumen a condiciones de
presión y temperatura especificada.
Densidad relativa (gravedad específica) del gas, ρ: la relación de la densidad
de un gas con respecto a la densidad del aire seco a las mismas condiciones de
presión y temperatura.
Desulfuración.- Proceso de eliminación de los compuestos de azufre contenidos
en los gases de combustión o en los combustibles (sólidos, líquidos o gaseosos).
También se la conoce como purificación del gas.
Ducto de escape.- Es el sector donde se expulsa los gases calientes luego de
mover la turbina de potencia (PT)
Gas asociado al petróleo.- Gas que se presenta en los yacimientos junto al
petróleo. Puede estar en el yacimiento como una capa libre, también mezclado
con el petróleo y presentarse como condensado formando una sola faz liquida
con él en determinadas condiciones de temperatura y presión.
Gas Blanket.- En una fase gaseosa introducida en un bloque o en un tanque por
encima de una fase liquida para evitar la contaminación del líquido, reducir el
riesgo de la detonación o para ejercer presión sobre el líquido.
También conocido como el gas colchón.
Gas natural: Gas que se presenta natural en el suelo y eta constituido
principalmente por metano. El gas natural tiene varios componentes, siendo el
106
más abundante el metano 80% que se usa en los consumos domiciliarios,
comerciales e industriales
Gas Natural Comprimido (GNC).-Es un combustible para uso vehicular que, por
ser económico y ambientalmente limpio es considerado una alternativa
sustentable para la sustitución de combustibles líquidos.
Gas de Alta.- Este es el gas que se almacena en las esferas de almacenamiento.
Gas de Baja.- Este es el gas que se recupera en el sistema de recovery gas, este
gas proviene desde los scrubber, tanques de almacenamiento de crudo y agua y
vessel.
Gas Húmedo.- Gas Natural que contiene gas licuado de petróleo.
Gas Licuado de Petróleo(GLP).- Es la mezcla de gases condensables presentes
en el Gas Natural o disueltos en el petróleo. Los componentes del GLP, aunque a
temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de condensar, de ahí su
nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son mezcla d propano y
butano.
Gas Seco.- Gas Natural cuyo contenido de agua ha quedado reducido por un
proceso de deshidratación.
Gasoducto.- Tubería para el transporte de gas natural a alta presión y grandes
distancias. Los gasoductos pueden ser nacionales e internacionales y suministra
a una sola o varias regiones.
Gasolina Natural.- Mezcla estabilizada de hidrocarburos extraídos del Gas
Natural por diversos métodos. Se obtiene un producto apropiado para ser
mezclado con naftas de refinación. Compuesto por C5, C6, C7.
Líquidos de Gas Natural.- Partes de Gas Natural recuperadas en estado líquido
en los separadores e instalaciones de tratamiento de los gases. Entre los líquidos
de Gas Natural se incluyen el etano, el propano, los butanos, los pentanos, la
Gasolina Natural y los Condensados.
107
Lpca.- Libra por pulgada cuadrada.
Lubricantes.- Destilados líquidos extraídos por destilación de un crudo de
petróleo. Según los tipos de petróleos (parafínicos, naftenicos o aromáticos) serán
las propiedades de los aceite lubricantes.
MMSCFD.- Millones de pies cúbicos por día
NPF.- Facilidades de Producción Norte, planta de deshidratación de crudo, que
contiene a los well pad de Caprion, Bogi, Tivacuno.
Presión Cricondenbárica: Máxima presión a la cual coexiste en equilibrio vapor
y líquido
Poder calorífico: se divide en dos tipos, poder calorífico superior (bruto en base
seca) y poder calorífico inferior (neto).
Poder calorífico superior real (HS): es la cantidad de energía producida por la
combustión completa a presión constante de una unidad de volumen de gas
natural seco con aire, a condiciones base de presión y temperatura. En la
determinación del poder calorífico los productos de la combustión se mantienen a
una temperatura de 293,15 K y la entalpía del agua formada durante el proceso
de combustión se determina en fase líquida.
Poder calorífico inferior real (HI): es la cantidad de energía producida en forma
de calor por la combustión completa de una unidad de gas natural en aire seco a
condiciones base de presión y temperatura; los productos de combustión se
mantienen a la misma temperatura (condición base) en estado gaseoso.
ppm.- Partes por millón. La concentración de una disolución es la proporción o
relación que hay entre la cantidad de soluto es la sustancia que se disuelve, el
disolvente la sustancia que disuelve al soluto, y la disolución es el resultado de la
mezcla homogénea de las anteriores. A menor proporción de soluto disuelto en el
disolvente, menos concentrada esta la disolución y a mayor proporción más
concentrada es esta.
108
Punto Cricondentérmico: Este punto se define como el punto de máxima
temperatura, donde pueden coexistir en equilibrio las fases Líquido- Vapor a una
presión dada.
SPF.- Facilidades de Producción Sur, planta de deshidratación de crudo, que
contiene a los well pad de Amo A, B, Ginta A, B, Iro 01, A, B.
Temperatura de rocío del agua: temperatura arriba de la cual no se produce
condensación de agua a una presión especificada. Para cualquier presión por
abajo de la presión especificada no ocurrirá condensación a esta temperatura.
Temperatura de rocío de hidrocarburos: temperatura arriba de la cual no se
produce condensación de hidrocarburos a una presión especificado
Turbina de Potencia.- Es una turbina de baja presión, gira a 3600 RPM, tanto el
rotor como el estator tienen 6 etapas de alabes. El eje de esta turbina tiene acople
físico con el eje del generador eléctrico.
Turbina.- Una turbina es básicamente una maquina caliente en la que se genera
energía térmica y luego lo convierte en energía mecánica a través de la aplicación
de un proceso termodinámico.
YPF S.A.- Sigla de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad Anónima, ex
empresa pública hasta 1992, cuando constituida como Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Sociedad del Estado pertenecía íntegramente al Estado Nacional
Argentino.
Well pad.- Plataforma de producción, donde encontramos los cabezales d pozo
de petróleo y sus facilidades.
109
Bibliografía
Gas Processors Suppliers Association, Institucional(2010). Manual de
procesamiento del gas natural. Estados Unidos.
Gas Processors Suppliers Association, Institucional(2010).Manual de
procesamiento del gas natural Estados Unidos.
Leonardo, L. T. (2008). Manual de "Ingenieria de Gas Natural" Schlumberger.
Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Hidrocarburos,
Institucional,(2011). Ventajas del uso del gas natural en la industria. Perú..
Morales, F. P. (2007). Curso de Gasotecnia. Venezuela: Institucional.
Ortuño, A. (2003). Mundo Del Petrólo. Origen, Usos y Escenarios. Mexico: Mac
Graw-Hill.
PDVA / CIED, (2010), Programa del gas, Venezuela, Instiyucional.
Ramos, A, Fausto, R, (2010), Curso de Ingeniería del Gas Natural, Ecuador.
Repsol, Y. (2010). Curso de endulzamiento y deshidratación del gas natural.
Mexico.