compresion de gas ing quimica
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERIA QUIMICA ESCUELA DE INGENIERIA QUIMICA
SELECCION DE TECNOLOGIA PARA DESHIDRATACION DE GAS NATURAL EN UNA PLANTA COMPRESORA
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO QUIMICO
PRESENTADO POR:
BR. ARAQUE VERA, MIGUEL ANGEL CI. 17.085.515
TUTOR ACADEMICO TUTOR INDUSTRIAL Ing. Carla Lopez Ing. Andrés Parra
MARACAIBO, 6 DE JUNIO DE 2008
DERECHOS RESERVADOS
SELECCION DE TECNOLOGIA PARA DESHIDRATACION DE GAS NATURAL EN UNA PLANTA COMPRESORA
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iii
AGRADECIMEINTO
A mis padres y familiares, por haberme brindado la oportunidad y el apoyo
para convertirme en un profesional.
Al equipo de N&V, Ing. Andrés Parra, Ing. Ana Virginia Bolìvar, Ing. Carlos
Ewing, y al Ing. Jose Luis Gutierrez por su preocupación, colaboración, y la
enseñanza que me dejaron en el desarrollo de esta investigación.
A N&V consultores, por haberme permitido formar parte de su gran equipo
que ejerce una excelente labor.
A la Ing. Carla Lopez. Por haberme brindado su completo apoyo, en el área
de simulación, y dimensionamiento, de esta investigación
A la Ing. Mónica Molero. Gracias a sus tutorías metodológicas y al interés
completo que le dio día a día a esta investigación.
A todos los que directa o indirectamente ayudaron a la culminación de esta
investigación se los agradezco de todo corazón.
Muchísimas gracias…
Miguel Angel Araque Vera
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DEDICATORIA
A Dios todo poderoso, por darme la vida protegerme y guiarme por el buen
camino.
A mi mama Milagros, por darme la vida, el carácter, fuerza, y apoyo
incondicional para seguir adelante
A mi papa Rafael, por darme la vida, la inteligencia, la paciencia, la razón y
el apoyo incondicional para culminar mis estudios
A mis hermanos Rafael Enrique y Maritza Elena, por ser mis hermanos,
darme la astucia para defenderme cada día y que gracias a ellos soy lo que soy
hoy día.
A todos mis familiares, amigos y a todos aquellos que de una u otra manera
pudieron influenciarme en la culminación de mi carrera y mi investigación
Esto es para ustedes…
Miguel Angel Araque Vera
DERECHOS RESERVADOS
v
ÍNDICE GENERAL
Pág.
AGRADECIMIENTOS ...................................................................................... iii DEDICATORIA ................................................................................................ iv ÍNDICE GENERAL........................................................................................... v ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................ vii ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................................... viii RESUMEN ...................................................................................................... ix ABSTRACT...................................................................................................... x INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1
CAPÍTULO I. FUNDAMENTACIÓN
1. Planteamiento y Formulación del Problema................................................. 5 2. Objetivo de la Investigación ......................................................................... 8
2.1. Objetivo General.................................................................................... 8 2.2. Objetivos Específicos ............................................................................ 8
3. Justificación de la Investigación ................................................................... 8 4. Delimitación de la Investigación ................................................................... 9 4.1. Delimitación Espacial ................................................................................ 9 4.2. Delimitación Temporal .............................................................................. 9
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO 1. Descripción de la Empresa .......................................................................... 11 2. Antecedentes de la Investigación................................................................. 15 3. Bases Teóricas ............................................................................................ 20
3.1. Naturaleza de Gas Natural y Composición Química............................ 20 3.2. Compresión del Gas ........................................................................... 24 3.3. Contenido de Agua en Gas Natural .................................................... 29 3.4. Problemas que representa la presencia de Agua en Gas Natural ...... 31 3.5. Inhibidores de Hidratos ....................................................................... 34 3.6. Sistema deshidratación de Gas Natural............................................. 37 3.7. Simuladores Comerciales ................................................................... 57
4. Mapa de Variable ......................................................................................... 62 5. Definición de Términos Básicos ................................................................... 63
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vi
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO
3.1 .Tipo de Investigación ................................................................................ 71 3.2.. Diseño de la Investigación ....................................................................... 72 3.3. Población .................................................................................................. 73 3.4. Técnicas de Recolección de Datos ........................................................... 74 3.5. Fase de la Investigación............................................................................ 74 CAPÍTULO IV. RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN 1. Análisis e Interpretación de los resultados. .................................................. 108
CONCLUSIONES ............................................................................................ 137 RECOMENDACIONES .................................................................................... 140 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS................................................................ 141
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vii
ÍNDICE DE TABLAS
1. Composición Típica de Gas Natural............................................................. .24
2. Propiedades Físicas de Inhibidores de Formación de Hidratos ................... .36
3. Propiedades Típicas de Desecantes Sólidos............................................... .42
4. Porcentaje de ácidos en la mezcla............................................................... .77
5. Características de Desecante ...................................................................... 104
6. Propiedades Físicas de la Regeneración..................................................... 108
7. Formato de Matriz de Evaluación para Sistemas de deshidratación de gas
natural .............................................................................................................. 112
8. Especificación de Corriente de Descarga Planta Compresora.................... 115
9. Composición en Base Seca ......................................................................... 116
10. Composición en Base Húmeda.................................................................. 117
11. Intercambiador de calor Glicol Rico/Glicol Pobre ...................................... 120
12. Intercambiador de calor Glicol Pobre /Glicol Rico ...................................... 121
13. Intercambiador de Gas/Glicol Regenerado ................................................ 121
14. Columna de Absorción............................................................................... 121
15. Columna de Regeneración (estándar) ....................................................... 122
16. Bomba de Glicol......................................................................................... 122
17. Energía Requerida en Equipos del Proceso .............................................. 122
18. Balance de Masa Columna Absorbedora................................................... 123
20. Balance de Masa Columna Desorbedora................................................... 125
21. Condiciones de entrada lecho de Adsorción ............................................. 128
22. Dimensionamiento Planta de Adsorción con Alúmina Activada ................. 129
23. Energía Requerida en Equipos de Proceso ............................................... 131
23. Consumo de Energía por Volumen de Gas............................................... 131
24. Matriz de Evaluación Sistemas de deshidratación de gas natural…………..135
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viii
ÍNDICE DE FIGURAS
1. Planta Compresora MOPORO II .................................................................. 29
2. Planta Deshidratadora de Gas Natural con Desencantes Sólidos .............. 47
3. Planta de Deshidratación de Gas Natural por Absorción ............................ 52
4. Contribución del CO2 en Contenido de Agua en el Gas, a varias
Temperaturas y Presiones. .............................................................................. 78
5. Contenido de agua en gas dulce.................................................................. 82
6. Equilibrio Punto de Rocío de H2O vs Temperatura a Varias Concentraciones
de T.E.G........................................................................................................... 86
7. Remoción de Agua Vs Tasa de Circulación de T.E.G a Varias
Concentraciones de T.E.G............................................................................... 88
8. Selección de Ecuación de Estado (EOS)..................................................... 93
9. Diagrama de Flujo de Proceso: Deshidratación por T.E.G .......................... 95
10. Saturación con H2O de Corriente de Gas de Proceso............................... 96
11. Ingreso de Datos en Torre Absorbedora.................................................... 97
12. Ingreso de Datos en Intercambiadores de Calor........................................ 98
13. Ingreso de Datos en Válvulas de Expansión.............................................. 99
14. Ingreso de Datos de Columna de Regeneración (Rehervidor)................... 100
15. Ingreso de Datos de Bomba de Glicol........................................................ 101
16. Ingreso de Datos de Mezclador. ................................................................ 102
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ix
Araque V., Miguel Angel. “SELECCION DE TECNOLOGÍA PARA DESHIDRATACIÓN DE GAS NATURAL EN UNA PLANTA COMPRESORA”. Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Química. Trabajo especial de Grado. Maracaibo, Junio, 2008. 135p.
RESUMEN
La presente investigación tuvo como objetivo la evaluación de tecnologías de deshidratación de gas natural para la planta compresora MOPORO II, con el propósito de diseñar y evaluar las diferentes alternativas tecnológicas presentes en la industria para la deshidratación de gas natural y poder determinar diferencias entre ellas , a través del establecimiento de criterios de selección, pre-dimensionamiento, y simulación de los procesos estudiados de acuerdo a las consideraciones del proceso, y los requerimientos de PDVSA. La metodología aplicada a la investigación fue de tipo descriptiva, ésta estuvo apoyada por datos tomados en campo, revisiones bibliográficas y el uso de la herramienta para la simulación de los procesos ASPEN HYSYS (2006.5). Para llevar acabo el dimensionamiento y simulación de los procesos, se preseleccionaron las tecnologías de absorción por trietilénglicol y adsorción con alúmina activada, donde a cada planta se le hicieron cálculos, de balance de masa y energía, cálculos de regeneración del desecante, y cantidades de desecantes requeridas, así como también se probó un nuevo modelo termodinámico como fue el “glycol package” y a su vez se empleó el modelo Peng-robinson todo en función a los requerimientos exigidos por PDVSA a la descarga de la deshidratadora. A través de los resultados obtenidos y el intercambio de información con los fabricantes, se concluyó, que la tecnología de absorción con trietilénglicol era la más indicada, ya que tenía la facultad de procesar el máximo flujo de gas proveniente de la planta compresora y sus requerimientos energéticos de regeneración versus los de una planta de adsorción eran menores al igual que su numero de equipos. Aunque ambas tenían la capacidad de deshidratar a los requerimientos de PDVSA, la tecnología de deshidratación por adsorción con alúmina activada, además de lo anteriormente mencionado, requería de adecuación previa a la entrada de la planta, el contenido de agua en la mezcla debía ser reducido a las especificaciones del fabricante para que el adsorbente pudiera manejar ese flujo de gas.
PALABRAS CLAVES: Evaluación, Trietilénglicol, Alúmina activada, Absorción, Adsorción [email protected]
DERECHOS RESERVADOS
x
Araque V., Miguel Angel. “TECNOLOGY SELECTION FOR NATURAL GAS DEHYDRATION IN A COMPRESSOR PLANT”. Universidad Rafael Urdaneta. Faculty of Engineering. School of Chemical Engineering. Thesis Work. Maracaibo, June, 2008.
ABSTRACT
The present investigation had as objective the evaluation of technologies of natural gas dehydration for a compressor plant, defined for the project “Compressor plant MOPORO II”, in order to design and to evaluate the different present technological alternatives in the industry for the natural gas dehydration and to be able to determine differences among them, through establishment of selection criteria, presizing, and simulation of the processes studied according to the considerations of the process, and the requirements of PDVSA. The type of methodology applied for this investigation was of descriptive, this was supported by data taken in field, bibliographical revisions and the simulation of the processes thru ASPEN HYSYS, in order to validate the manual calculations of the preselected processes. the technologies of absorption by triethylene glycol and adsorption with activated alumina, were selected, where calculations, of mass balance and energy, calculations of regeneration of the desiccant, and amounts of required desiccant, were estimated to each selected process as well as a new thermodynamic model was tested such as the “glycol package”, though in the end the Peng-Robinson model was the one that delivered the most reliable results, everything in function to the requirements demanded by PDVSA to the outlet of the dehydrator module. Through the obtained results and the exchange of information with the manufacturers, the investigation concluded, that the technology of absorption with triethylene glycol was the most appropriate since it had the capacity to process the maximum flow required by the compressor plant, its energy requirements of regeneration versus those of an adsorption plant were much smaller, also the number of equipment is smaller too, although both had the capacity to dehydrate to PDVSA requirements, the technology of adsorption with activated alumina, in addition to the previous issues mentioned required of previous adéquation to the entrance of the plant, the water content in the mixture had to be reduced to the specifications of the manufacturer. KEY WORDS: Evaluation, triethylene glycol activated Alumina, Absorption, and Adsorption. [email protected]
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1
INTRODUCCIÓN
El gas natural, utilizado por los consumidores, es muy diferente al gas natural
que es traído desde la cabeza del pozo. Aunque el acondicionamiento de gas
natural es en muchos aspectos, menos complicado que el procesamiento y
refinación de petróleo crudo, es igualmente necesario antes de que pueda ser
usado por los usuarios al final de la cadena.
La deshidratación del gas natural juega una parte importante en la
producción de gas natural. Una deshidratación efectiva previene la formación de
hidratos de gas y la acumulación de agua en los sistemas de transmisión.
Actualmente en el Distrito Tomoporo se requiere disponer de un sistema de
gas lift para el levantamiento artificial de pozos para elevar su productividad, para
esto se le propuso a N&V consultores el diseño de la planta compresora
MOPORO II. De acuerdo a los requerimientos de PDVSA se requiere acondicionar
la corriente de gas de proceso a la descarga de la planta compresora a un mínimo
de 7 LBH2O/MMPCED con la finalidad de evitar la aparición de condensados a la
hora de la transmisión de la corriente hasta el pozo
El siguiente trabajo se formula basándose en la necesidad de N&V, C.A de
evaluar de forma técnica que sistema de deshidratación es el más apropiado para
las condiciones de alta presión a las que se encuentra este gas a ser inyectado en
los pozos, ya que, en la industria no son comunes procesos de deshidratación a
estas condiciones. Se plantea por medio de la selección según criterios previos,
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2
dimensionamiento, simulación de los procesos de deshidratación e intercambio de
información con los fabricantes, conocer qué tecnología se adapta más a este
proceso en particular, con la finalidad de obtener una planta eficiente, de bajo
consumo de energía, vida prolongada y fácil operación.
En el capítulo I de la presente investigación se establece el planteamiento del
problema, los objetivos, la justificación, el alcance y la delimitación de la
investigación; posteriormente, se describe las generalidades de la empresa baja
estudio, para obtener un conocimiento global sobre esta.
El capítulo II, contiene el marco teórico, donde se presentan algunos
trabajos realizados anteriormente sobre el tema, y se explica teóricamente las
características de los procesos a estudiar, conceptos básicos que soportan el
desarrollo del presente estudio y que, permitió utilizarse como aporte documental y
técnico para su desarrollo.
El capítulo III, define el tipo y diseño de la investigación y la metodología
utilizada para la realización de cada uno de los objetivos establecidos;
especificando las técnicas de recolección de datos.
En el capítulo IV se establecen, los resultados que arrojaron la simulación y
dimensionamientos previos de los equipos y la interpretación de estos. Por último,
en el capítulo IV se establecen las conclusiones resultantes del estudio realizado,
y las recomendaciones propuestas.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo I: El problema
CAPITULO I EL PROBLEMA
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo I: El problema
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C A P Í T U L O I
E L P R O B L E M A
1. PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
Actualmente, Venezuela cuenta con amplias reservas de Gas Natural por el
orden de 147.5 BPC, ubicándose como el octavo país del mundo con mayores
reservas probadas de Gas Natural y el primero de América Latina, constituyendo
un cuadro fuerte de oferta a largo plazo de este recurso estratégico. El gas natural
tiene una participación del 46% en el mercado energético nacional, ahorrando
grandes cantidades de petróleo.
El 71% de las reservas probadas se encuentran en la zona oriental del país,
24% en la zona occidental, 2.5% en el Norte de Paria, 2.4% en la Plataforma
Deltana y el 0.14% en la zona sur. El 90.8% de estas reservas probadas de Gas
Natural corresponden a gas asociado al petróleo y 9.2% de gas no asociado. Las
expectativas sobre descubrimiento de reservas de gas libre están en el orden de
los 39 TPC. (PDVSA Gas, sitio web)
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo I: El problema
5
El gas natural está formado principalmente de metano (70-90%), también
puede incluir el etano, propano, butano, pentano, nitrógeno, vapor de agua, sulfuro
de hidrogeno, helio y dióxido de carbono.
El procesamiento de gas natural consiste en la separación de todos los
diversos hidrocarburos líquidos de la corriente de gas natural puro (Metano), para
producir lo que se denomina en ingles "Pipeline quality" gas natural seco. Los
principales gasoductos de transporte imponen restricciones sobre la composición
del gas natural que está permitido en la tubería. Esto significa que, antes de que
el gas natural pueda ser transportado debe ser purificado. Mientras que el etano,
propano, butano, pentano, nitrógeno, helio, sulfuro de hidrogeno, vapor de agua y
otros deben ser retirados como sub-producto, pero esto no significa que todos
ellos sean productos de desecho, pues la industria nacional dispone de ellos de
forma valiosa en el caso de la industria de refinación y petroquímica.
La deshidratación de las corrientes de gas natural por presencia de
concentraciones elevadas de vapor de agua, forma parte de las especificaciones
para su transporte ya que gran cantidad del agua contenida en las corrientes viene
de forma asociada y no puede ser sencillamente retirada con procedimientos fuera
de yacimiento, es por esto que se recurren a tratamientos más complejos
denominados “deshidratación de gas natural“, los cuales usualmente son de dos
tipos, por absorción o adsorción.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo I: El problema
6
La presencia de concentraciones no permitidas de agua en corrientes de gas
natural a alta presión en conjunto con la presencia de niveles suficientes de
dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, trae consigo formación de hidratos de
carbono que a su vez como consecuencia genera taponamientos y corrosión que
se traducen en altos costos de reparación de tuberías y pérdidas económicas para
la industria petrolera.
El gas natural puede ser utilizado como medio de estimulación de pozos o
Levantamiento Artificial por Gas (“Gas Lift”), para ello se requiere comprimirlo para
elevar la presión hasta la condición de estimulación requerida. Para esto se debe
deshidratar el gas, para eliminar la presencia de líquidos y potenciales
condensados que puedan estar presentes a la hora de la transmisión del gas
hacia el pozo.
Actualmente, Petróleos de Venezuela S.A., en el Campo Ceuta - Moporo
del Distrito Tomoporo, está desarrollando, a través de N&V C.A., el proyecto
“Planta Compresora Moporo II”, en la fase de Ingeniería Básica, con la finalidad
de manejar los volúmenes de gas asociados al crudo y cumplir con los
requerimientos de gas para levantamiento artificial, según requerimiento del Plan
de Negocios 2007-2012.
De allí, deriva la necesidad para N&V, C.A. de realizar estudios de tipo
conceptual con el objeto de determinar las tecnologías de deshidratación de gas
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Capitulo I: El problema
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natural que mas satisfagan las necesidades técnicas para el proyecto “Planta
Compresora Moporo II”.
¿Cuál es la tecnología más adecuada para deshidratación de gas natural a
alta presión?
2. OBJETIVO DE LA INVESTIGACIÓN
2.1. OBJETIVO GENERAL
Seleccionar la tecnología más adecuada para la deshidratación del gas
natural en la futura Planta Compresora Moporo II.
2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1. Identificar la corriente de gas de proceso.
2. Determinar el contenido de agua presente en el gas natural entrante a
la unidad de deshidratación.
3. Preseleccionar las tecnologías de deshidratación de gas factibles para
este proceso.
4. Desarrollar los cálculos específicos de dimensionamiento para cada
tecnología de deshidratación.
5. Seleccionar la tecnología que represente el esquema técnico mas
apropiado para el proceso.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo I: El problema
8
3. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN
La empresa N&V C.A., como responsable del diseño básico del proyecto
“Planta Compresora Moporo II”, persigue con este trabajo de investigación,
evaluar las alternativas de deshidratación de gas natural que puedan contrastar
con los sistemas de deshidratación por glicoles instalados en la mayor parte del
occidente de Venezuela con la finalidad de conseguir procesos de menor costos
y de larga duración que garanticen mejoras en los procesos para así lograr un
mayor alcance en la satisfacción de las necesidades de los clientes. Para esta
planta compresora, de alta presión de descarga (2500 psig), se requiere
determinar a partir de este estudio, que tecnologías de deshidratación serían las
más adecuadas para operar a esta presión.
Así mismo, se desea que esta investigación sea de gran aporte para la
Universidad Rafael Urdaneta y sirva de referencia para futuros trabajos de
investigación enfocados en el área de deshidratación de gas natural.
4. DELIMITACIÓN
4.1. DELIMITACIÓN ESPACIAL
El trabajo Especial de Grado se desarrolló en la empresa N&V C.A, en el
Departamento de Ingeniería II. La sede está ubicada en la calle 71 esquina con
Av.16 Nº 16-33, Sector Paraíso, Maracaibo, Edo. Zulia.
4.2. DELIMITACIÓN TEMPORAL
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo I: El problema
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Este trabajo se llevó a cabo en un periodo de (6) meses comprendidos entre
junio del 2008 y diciembre del 2008
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CAPITULO II MARCO TEÓRICO
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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C A P Í T U L O I I
M A R C O T E Ó R I C O
1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
N&V, C.A, es una empresa privada netamente venezolana, fundada en
junio 1988, por un grupo de ingenieros venezolanos,
especializada fundamentalmente, en la prestación de servicios en el área de la
Ingeniería de Consulta, Construcción, Mantenimiento, Pruebas y Puesta en
Marcha de Instalaciones Eléctricas de la Industria Nacional, dotada de un espíritu
de profesionalismo en la asistencia prestada para responder a las necesidades del
mercado y de todo el parque industrial del país.
Actualmente N&V, C.A, responde a la Industria Petrolera, Petroquímica,
Carbonífera, Eléctrica y de Manufactura Nacional en General, con servicios
Multidisciplinarios, apoyándose en una organización estable que soporta y
contempla todas sus operaciones, a través de un equipo de profesionales y
técnicos que actúan conjuntamente con sus proveedores y clientes, en un
ambiente de alta sinergia, empeñados en proporcionar un resultado exitoso con la
culminación de sus trabajos.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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• Misión de N&V C.A
Proveer a los diversos sectores económicos nacionales e internacionales
de los Servicios de Ingeniería, Asistencia Técnica, Construcción,
Mantenimiento y Pruebas de Instalaciones, con excelencia y solidez corporativa
garantizando la satisfacción de nuestros Clientes y contribuyendo con el desarrollo
social.
• Visión de N&V C.A
Consolidarse como una empresa líder a nivel nacional e internacional en la
prestación de servicios de Ingeniería, Construcción, Mantenimiento y Pruebas de
Instalaciones, garantizando la plena satisfacción de nuestros clientes.
• Objetivos
1. Desarrollar y mejorar la capacidad para cumplir con los requisitos
acordados con los clientes en cada proyecto, obra o servicio.
2. Mejorar continuamente los niveles de satisfacción de los clientes.
3. Mejorar continuamente los procesos existentes e implementar nuevos
procesos eficaces que permitan un mejoramiento continuo en la organización y en
el Sistema de Gestión de la Calidad.
4. Proporcionar una formación acorde a las competencias requeridas por el
personal para realizar las actividades asignadas.
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Capitulo II: Marco Teórico
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• 0Políticas de N&V C.A
Proveer Servicios de Ingeniería, Asistencia Técnica, Construcción,
Mantenimiento y Pruebas de Instalaciones, logrando la satisfacción de nuestros
clientes a través del cumplimiento de los requisitos de nuestro Sistema de Gestión
de la Calidad y Mejorando continuamente su eficacia, apoyados en la alta
competencia de nuestro personal y en la gestión eficiente de los procesos y
recursos. Es el Compromiso de la Alta Dirección velar el cumplimiento de esta
Política.
• Seguridad, Higiene y Ambiente
Asegurar que las diferentes actividades realizadas por N&V C.A., se ejecuten
en condiciones óptimas de Seguridad, Higiene y Ambiente.
Garantizar en todo momento la integridad física de los trabajadores
notificando los riesgos a los que pudiesen estar expuestos; así como también la
protección de las instalaciones, equipos y propiedades propios y de terceros.Evitar
la generación de contaminación que pueda afectar negativamente a la comunidad
y al ambiente.
Dar a conocer a todo el personal Gerencial, Administrativo,
Supervisorio y Técnico las normas y procedimientos, así como el marco legal
vigente, a fin de garantizar una operación segura en todas las actividades que se
ejecuten.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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Servicios
• Áreas
La experiencia acumulada en 20 años, ha permitido ejecutar innumerables
proyectos y/o trabajos en el desarrollo de Ingeniería, en la ejecución de Montajes
Especializados, en la Construcción, Mantenimiento, Pruebas y Puesta en Marcha
de diferentes instalaciones tales como:
1. Subestaciones Eléctricas en Alta, Media Y Baja Tensión.
2. Líneas de Transmisión y Distribución.
3. Plantas de Generación Eléctricas, a Vapor, a Gas y Eólicas.
4. Facilidades de Producción y Manejo Petrolera y Gasífera.
5. Instalaciones Petroleras de Refinación y Procesamiento de Crudos.
6. Plantas Petroquímicas.
7. Plantas Industriales de Proceso y Manufactura.
8. Plantas Para Tratamiento de Agua.
• Actividades
Los servicios que ofrece, en las instalaciones referidas, incluyen actividades
tales como:
CONSULTORÍA: Estudios, Asesorías, Evaluaciones, etc.
DISEÑOS: Ingenierías en Fase Conceptual, Básica y de Detalle.
PROYECTOS: IC / IPC / IPGC.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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MONTAJES: Equipos Eléctricos Mayores, Auxiliares e Instrumentos.
PRUEBAS: De Arranque y Puesta en Marcha.
MANTENIMIENTO: Eléctrico y de Instrumentos en General.
ASISTENCIA TÉCNICA: Supervisiones e Inspecciones de Fabricación de Equipos
y Obras.
2. ANTECEDENTES
Ciangherotti Ballestero, Marielena; Rodríguez González, Maureen
Vanessa (2004), realizaron el trabajo especial de grado “Factibilidad Técnico
Económica para la Extracción de Líquidos del Gas Natural del Campo Mara
Este” para optar al título de Ingeniero Químico en La Universidad Del Zulia. El
trabajo tuvo como Objetivo retomar el proceso de extracción de líquidos en el
Campo “Mara Este” que no está en funcionamiento, y por medio de la evaluación
de tres procesos incluyendo al previo ya instalado, demostrar cual se ajustaba
más a los criterios técnicos y económicos.
Para el desarrollo de este proyecto se utilizaron las investigaciones de los
siguientes autores como marco de sustentación; 1) Fang, Y., González, V.
“Optimización del Sistema de Extracción de los Líquidos del Gas natural y
del Gas rico en Etano en una Planta Compresora”. Universidad del Zulia.
Maracaibo (2004). 2) De Turris, A. “Metodología de Selección de Esquemas de
Proceso para la Recuperación de Líquidos del Gas natural (LGN)”.
Universidad del Zulia. Maracaibo (2002). 3) Castro, k. “Evaluación de
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Capitulo II: Marco Teórico
16
Alternativas en Procesos de Extracción de Líquidos del Gas Natural”.
Universidad del Zulia. Maracaibo (2001).
Para abordar metodológicamente la investigación (Factibilidad Técnico
Económica para la Extracción de Líquidos del Gas Natural del Campo Mara
Este) se compararon tres procesos de extracción, entre ellos el utilizado
anteriormente en la planta. Los procesos comparados fueron: absorción
refrigerada, refrigeración en cascada y turboexpansión. Luego se realizó la
simulación a través del programa PRO/II, obteniéndose los balances de masa y
energía. Se diseñaron los equipos y se analizó la rentabilidad del proyecto
utilizando los indicadores de Valor presente Neto y Tasa interna de Retorno.
Como Resultado de dicha comparación mediante criterios técnicos y
económicos, el proceso por turboexpansión resulto ser el más adecuado. Se
concluyó que el proyecto era económicamente atractivo, por lo que se recomendó
realizar un estudio de ingeniería de detalle y de integración de secciones de
tratamiento del gas natural y fraccionamiento del producto obtenido.
Este trabajo de investigación sirvió de apoyo para esta investigación ya que
estableció criterios técnicos y económicos para el diseño de plantas de extracción
de líquidos del gas natural, cuestión que se encuentra en común con este
presente proyecto y da una cierta orientación en cuanto qué criterios se deben
tomar en cuenta a razón de la selección de equipos, dimensionamiento, y EOS
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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(ecuaciones de estado). Es por ello que el proyecto anteriormente mencionado
representó una gran ayuda para esta investigación en desarrollo.
Leal Montiel, Carlos Alberto (2003), realizó el trabajo especial de grado
“Evaluación Técnico-Económica de Procesos para el Control de Punto de
Roció de un Gas Natural” para optar al título de Ingeniero Químico en La
Universidad Del Zulia. Este trabajo tuvo como objetivo el diseño y evaluación de
diferentes plantas de control de punto de roció a través del simulador de procesos
PRO/II 5.0, con el fin de proporcionar y establecer diferencias que definieran el
sistema de deshidratación más conveniente de acuerdo a los requerimientos
establecidos y así luego evaluar económicamente el sistema más apropiado en
función de costos, y capacidad optima de operación.
Para el desarrollo de este proyecto se utilizaron las investigaciones de los
siguientes autores como marco de sustentación; 1) Gil, V. Marilaura, Bracho,
Gustavo. “Evaluación del Sistema de Purificación del Propano de Reciclo de
una Planta de Olefinas” Tesis de grado. Universidad del Zulia (2000). 2) Izarra,
S. Jorge, E. “Simulación de una Planta de manufactura de Solventes
Alifáticos Livianos” Tesis de Grado, Universidad del Zulia (2002).
Para llevar a cabo los diseños y simulaciones, se hizo una revisión a los
sistemas y los equipos que lograran satisfacer dichas necesidades. Se hicieron
evaluaciones típicas tales como: Balance de masa y energía, selección de equipos
dependiendo del sistema que se fuera a utilizar, todo en función a las
composiciones de entrega del gas que se fuera a tratar. Luego del
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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dimensionamiento de los equipos y los sistemas, se procedió a simular para lo
cual se selecciono la EOS (Peng-Robinson).
Como resultado de dicha investigación se concluyó, a través de la
comparación de dichos sistemas diseñados y evaluados técnico-económicamente,
que a las condiciones de operación para la planta de deshidratación, se podría
trabajar sin limitante y acorde a su capacidad de procesamiento requerida.
El modelo termodinámico específico de glicol ayudó, por medio del
simulador, a reproducir resultados satisfactorios de la torre absorbedora,
regenadora e intercambiadores de calor, dónde el intercambio de calor de fluidos
(Glicol pobre y Glicol regenerado), no presentaron ninguna limitación en cuanto a
capacidad de calor transferido entre fluidos.
Y por último, se pudo demostrar que la planta más conveniente para el
control de punto de rocío, fuera por medio de enfriamiento por separación, dado a
que al comparar los análisis económicos, se pudo observar una diferencia notable
en cuanto a los bajos costos de este sistema comparado a las otras plantas
seleccionadas.
Los trabajos de investigación representan aportes muy valiosos en este
proyecto debido al enfoque que se le da a los criterios de selección de
tecnologías, selección de EOS (ecuación de estado), y simulador de procesos, y
se puede apreciar que está íntimamente relacionado con esta investigación debido
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
19
a su carácter evaluativo, además de orientar en cuanto a qué criterios utilizar para
su diseño, evaluación, tanto técnico como económicamente.
Bohórquez Naverán, Juan Carlos (2002), realizó el trabajo especial de
grado “Evaluación del Sistema de Deshidratación de Propano de la Planta de
Fraccionamiento Bajo Grande”, para optar al título de Ingeniero Químico en La
Universidad Del Zulia. El presente trabajo tuvo como objetivo la evaluación del
sistema de deshidratación de la Planta de Fraccionamiento Bajo Grande con la
finalidad de mejorar la eficiencia del proceso debido a los altos contenidos de
humedad en el propano producido en la planta.
Para el desarrollo de este proyecto se utilizaron las investigaciones de los
siguientes autores como marco de sustentación; 1) Giannetto, G., Montes, A.,
Rodríguez, G. “Zeolitas, Características, Propiedades y aplicaciones
Industriales”. Editorial Innovación Tecnológica Facultad de Ingeniería,
Universidad Central de Venezuela (2000). 2) Graterol, J., Medina, E. “Evaluación
de Algunos Parámetros de Deshidratación y Endulza miento de Gas Natural
con Tamices Moleculares”. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia,
Octubre (1981).
Para este estudio se evaluó el contenido de humedad en las alimentaciones
de la planta, y en las corrientes de entrada y salida de las torres secadoras M-301
A/B, rellenas con tamices moleculares, también se recolectaron los datos de
operación de diseño y de operación real de manera que a través de simulaciones
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
20
de proceso se pudiera predecir el contenido de humedad en la corriente de
propano. Posteriormente se evaluó la operación de los ciclos de regeneración de
los lechos de tamiz.
Luego de seleccionada la EOS (Peng-Robinson) se simuló la torre
despropanizadora, y se realizaron los cálculos para estimar los tiempos de ruptura
de las torres secadoras, se midió la presión, flujo y temperatura durante el proceso
de secado.
Como resultado se encontró que la corriente de LGN proveniente de la
planta Lamar Liquido era la que aportaba mas humedad a la corriente del sistema.
El contenido de humedad en la corriente de salida de las torres secadoras M-301
A/B variaba continuamente debido a que el proceso de adsorción era muy sensible
a las variaciones de temperatura que eran producto de la corriente de tope de la
columna V-301 que alimentaba propano a las torres secadoras. Por último la
presencia residual de humedad en el lecho de tamiz luego de un ciclo de
regeneración, reducía el tiempo de operación de secado para mantener la
humedad en los niveles especificados y en consecuencia aumentando el número
de ciclos de operación. Por último era factible la formación de hidratos en los
tubos enfriadores en los sistemas de refrigeración de la planta, si las condiciones
de operación presentes en el estudio continuaran.
3. BASES TEORICAS
3.1. NATURALEZA DE GAS NATURAL Y COMPOSICION QUIMICA
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
21
El gas natural es una mezcla en proporciones variables de compuestos
gaseosos de naturaleza tanto orgánica como inorgánica. El grupo de naturaleza
orgánica, está constituido por hidrocarburos parafínicos o también denominados
alcanos. Estos, aportan normalmente mas del noventa (90%) en volumen del gas
natural y están formados por los siguientes componentes: metano (CH4), etano
(C2H6), propano (C3H8), iso-butano (C4H10), iso-pentano (C5H12), hexanos (C6H14) y
heptanos y más pesados (C7+), este último, es la representación de la sumatoria
de los componentes orgánicos restantes más pesados, causado por la
composición de cada uno de ellos en forma individual, la cual es muy pequeña y
por ende resulta impráctico expresarlos de esa forma.
Los cinco primeros de la serie nombrada (metano- butanos) son gases a
temperatura y presión ambiente, los restantes pentanos y más pesados, son
líquidos más ligeros comparados con el agua e insolubles en ella, pero si los son
en otros compuestos orgánicos (alcohol, éter, benceno). Todos son excelentes
combustibles reaccionando con el oxigeno del aire para generar abundante calor y
producir dióxido de carbono y agua.
CH4 + 2O2 → 2H2O + CO2 (1)
Esta afinidad por el oxigeno en reacciones de combustión, es de tal
naturaleza, que para ciertas mezclas de aire-alcanos la reacción es tan violenta
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
22
que resulta explosiva. Estructuralmente, las moléculas de estos componentes
orgánicos están formadas por átomos de carbono e hidrogeno enlazados
mediante uniones electrónicas covalentes y formando cadenas lineales
ramificadas.
El segundo grupo de componentes que forman el gas natural, lo constituyen
los componentes inorgánicos estos aportan normalmente menos del 10% en
volumen del gas natural y están representados por dióxido de carbono (CO2),
sulfuro de hidrogeno (H2S) y nitrógeno (N2), además de los componentes
anteriores, también se encuentra presente el agua (H2O) en cantidades variable,
dependiendo de las condiciones de presión y temperatura a la cual se encuentra el
gas. El agua a condiciones de bajas temperaturas y altas presiones, al mezclarse
con los hidrocarburos presentes en el gas natural forma unos compuestos sólidos
de composición variable denominados Hidratos.
CH4 + nH2O → CH4 • n(H2O) (2)
Los hidratos bloquean las líneas, reducen la capacidad de transferencia de
intercambiadores de calor, taponan válvulas y en general, cuando se dan las
condiciones señaladas de temperatura y presión, la formación de hidratos
constituye un serio problema en el manejo y procesamiento del gas natural; por
esta razón el gas se trata en unidades deshidratadoras con glicol o lechos fijos de
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
23
algún desecante solido como agentes deshidratantes, tema que es profundamente
desarrollado posteriormente en esta investigación.
Algunos compuestos aromáticos tales como el Benceno, tolueno y Xileno
también pueden presentarse, es por ello que deben incrementarse las medidas de
seguridad debido a la toxicidad que representan. Otros componentes
contaminantes ácidos en bajos porcentajes se pueden presentar como los
mercaptanos (R-SH), sulfuro de carbonilo (COS) y disulfúro de carbono (CS2)
pueden estar presentes en pequeñas cantidades (Barberii, E. 1998)
El gas natural recibe denominaciones de acuerdo a sus condiciones en el
yacimiento, la proporción de sus componentes, su contenido de azufre y los
productos obtenidos a partir de su procesamiento.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
24
Composición Típica de Gas Natural
Compuesto Fracción Molar
Metano 0.8407
Etano 0.0586
Propano 0.0220
I-Butano 0.0035
n-Butano 0.0058
i-Pentano 0.0027
n-Pentano 0.0025
Hexano 0.0028
Heptanos y más pesados 0.0076
Dióxido de Carbono 0.0130
Sulfuro de Hidrogeno 0.0063
Nitrógeno 0.0345
Total 1.0000
Tabla.No1. Natural Gas Engeneering Handbook, Guo & Ghalambor, 2005
3.2. COMPRESION DE GAS NATURAL I. Gas Comprimido
El gas se transporta por tuberías “gasoductos” cuyos diámetros pueden
variar, según el volumen y la presión requerida de transmisión. La longitud del gas
ducto puede ser de unos cientos de metros a miles de kilómetros, según la fuente
de origen del gas y los mercados que lo requieran.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
25
A medida que las distancias para transportar gas sean más largas, se
presenta la consideración de comprimir el gas a presiones más elevadas para que
llegue a los diferentes puntos de entrega en la ruta de la red de gasoductos. Esto
significa la necesidad de instalar estaciones de compresión en ciertos puntos. La
compresión es un factor económico importante en la transmisión de gas por
gasoductos largos (Barberii, E. 1998).
II. Planta de Compresión de Gas
La compresión del gas se puede hacer por etapas. Generalmente se
emplean tres etapas de compresión para satisfacer las presiones requeridas, al
tomarse en consideración la presión de entrada y la de salida, la relación de
compresión, la temperatura de entrada y de salida, el peso molecular del gas, para
determinar la potencia de compresión requerida para determinado volumen fijo de
gas. A esto se le denomina “Planta de Compresión”. En la práctica,
considerando todos los rangos de las variables antes mencionadas, la potencia de
la primera etapa puede estar entre 30 y 120 caballos de potencia (c.d.p), la
segunda, entre 120 y 250, y la tercera, entre 250 y 325. Estos rangos de etapas y
potencia cubren presiones de descarga desde 25 a 3500 Lppc, ósea desde 1,75 a
246 kg/cm2. (Barberii, E. 1998).
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
26
III. Gas Lift.
La compresión de gas es usada en todos los aspectos de la industria de
gas natural incluyendo “Gas lift”. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería
para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección
de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que
abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a
aplicar antes de que la producción natural cese completamente.
IV. Descripción del Proceso (Planta Compresora Moporo II)
El gas proveniente del cabezal de baja presión, próximo a la estación de
flujo EF 8-7, ingresará al depurador de entrada V-3101 con un flujo máximo de
165,0 MMPCED, 90,0 ºF y una presión controlada de 55,0 psig. La corriente de
tope del depurador, será dirigida hacia los tres (3) módulos de compresión.
En el Módulo de Compresión 2A, la corriente será recibida en el depurador
1era. Etapa V-32A01. El gas de salida de éste se dirigirá al compresor de baja
presión, K-32A01, donde será comprimido desde 50,0 psig / 83,85 ºF hasta 204,5
psig / 248,6 ºF, y enviado hacia el enfriador por aire 1era. Etapa, E-32A01, para
bajar la temperatura del gas hasta 120,0 ºF. Luego, el gas ingresará al depurador
de 2da. Etapa V-32A02. En caso de ser requerido, debido a que el compresor de
baja presión se aproxime al punto de oleaje, una fracción de la corriente de salida
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
27
del enfriador E-32A01 será empleada como recirculación y enviada nuevamente
hacia la entrada del depurador 1era. Etapa, V-32A01.
El gas de tope del depurador 2da. Etapa V-32A02 irá a la succión del
compresor de media presión, K-32A02, donde será comprimido desde 198,5 psig /
117,7 ºF hasta 727,7 psig / 294,8 ºF, y enviada al enfriador por aire 2da. Etapa, E-
32A02, para bajar la temperatura del gas hasta 120,0 ºF. Luego, el gas ingresará
al depurador de 3era. Etapa V-32A02. En caso de ser requerido, debido a que el
compresor de media presión se aproxime al punto de oleaje, una fracción de la
corriente de salida del enfriador E-32A02 será empleada como recirculación y
enviada nuevamente hacia la entrada del depurador 2da. Etapa V-32A02.
La corriente de tope del depurador 3era. Etapa V-32A03 irá a la succión del
compresor de alta presión K-32A03, donde será comprimida desde 721,7 psig /
119,9 ºF hasta 2.500,0 psig / 300,8 ºF, y enviada al enfriador por aire 3ra. Etapa,
E-32A03, para bajar la temperatura del gas hasta 120,0 ºF. Luego, el gas
ingresará al depurador descarga V-32A04. En caso de ser requerido, debido a que
el compresor de alta presión se aproxime al punto de oleaje, una fracción de la
corriente de salida del enfriador E-32A03 será empleada como recirculación y
enviada nuevamente hacia la entrada del depurador 3era. Etapa V-32A03.
La corriente de tope del depurador descarga V-32A04 se unirá con la
corriente de descarga de los otros dos módulos de compresión, constituyendo la
corriente de gas que será enviada hacia el cabezal de inyección de gas a pozos.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
28
En todo el proceso, los condensados generados en cada etapa de
compresión serán recuperados en forma de cascada, desde la etapa de mayor
presión a la de menor presión, enviándolos desde el depurador descarga V-32A04
hacia el depurador de 3ra. Etapa V-32A03, luego al depurador 2da. Etapa V-
32A02, y, finalmente, al depurador 1ra. Etapa V-32A01. Luego, los condensados
se descargarán hacia el separador atmosférico V-3103. Desde éste, el líquido se
enviará, mediante las bombas P-3103 A/B, hacia el recolector de condensado V-
3102, y desde aquí, a través de las bombas P-3102 A/B, hacia el cabezal de
producción de la estación de flujo EF 8-7.
La presión de la corriente de alimentación de gas al depurador de entrada V-
3101 y al depurador 1ra. Etapa V-32A01 será controlada en 55,0 y 50, 0 psig,
respectivamente, mediante las válvulas controladoras de presión que estarán
ubicadas en las líneas de alimentación al depurador de entrada V-3101 y al
depurador 1ra. Etapa V-32A01.
El flujo de recirculación o anti-oleaje, en cada etapa del compresor, será
regulado por una válvula controladora de flujo que recibirá la señal del PLC de
Control de la unidad de compresión, de acuerdo a la estrategia de control anti-
oleaje.
La variable de control de proceso en los depuradores de 1era, 2da, 3era
etapa y del depurador de descarga V-32A01, V-32A02, V-32A03 y V-32A04,
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
29
respectivamente, será el nivel de líquido, regulado por las respectivas válvulas de
control de nivel.
Planta Compresora MOPORO II
Figura No1 Diagrama de flujo planta compresora MOPORO II, N&V, C.A.
3.3. CONTENIDO DE AGUA I. Contenido de Agua en Gas Natural
La solubilidad del agua en el gas natural se incrementa con la temperatura y
disminuye con el aumento en la presión. La presión de sales en el líquido reduce
el contenido de agua en el gas. El contenido de agua en gas natural no procesado
generalmente esta alrededor de unos pocos cientos de libras de agua por millón
pies cúbicos estándar de gas (LBM/MMPCED), mientras que normalmente en los
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
30
gasoductos se requiere como especificación el contenido de agua en un rango de
6-8 (Lb/MMPCND) (Natural Gas Engineering Handbook,Guo & Ghalambor, 2005)
II. Control de Punto de Rocío.
El contenido de agua en un gas natural es indirectamente indicado por el
punto de rocío, definido como la temperatura y presión a la que el gas natural está
saturado con agua. En el punto de rocío el gas esta en equilibrio con el agua
líquida, cualquier descenso en la temperatura o incremento en la presión causará
que el vapor de agua empiece a condensar. La diferencia entre la temperatura de
punto de roció de una corriente saturada en agua y la misma corriente luego de
ser deshidratada se le denomina depresión del punto de rocío (Natural Gas
Engineering Handbook,Guo & Ghalambor, 2005).
Esta especificación es necesaria para prevenir la condensación de agua en
las tuberías debido a que la presencia de agua libre es propicia a la formación de
hidratos. Por ejemplo una especificación de 14 lbs de agua/MMPCED es
equivalente a un punto de roció de -9 °C.
III. Determinación del Contenido de Agua
Es esencial estimar con precisión el vapor de agua saturado contenido en
una corriente de gas natural, para el adecuado diseño y operación de un sistema
de deshidratación. Para muchos sistemas la tabla de Mcketta y Wehe (1958),
generada con datos empíricos, proporciona un estándar para determinación de
contenido de agua en gas. Esta tabla puede ser utilizada para predecir el
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
31
contenido de agua saturada en corrientes de gas dulce, en gasoductos de gas
natural. Otros métodos están disponibles para este fin, incluida la de correlaciones
McCarthy, Boyd, y Reid (1950), y la ley de Dalton de presiones parciales, la cual
es válida para estimar el vapor de agua contenido en el gas cerca de presiones
atmosféricas (Natural Gas Engineering Handbook,Guo & Ghalambor, 2005).
El H2S y CO2 pueden contener más agua saturados, que el metano o
cualquier otra mezcla de gas dulce. Las cantidades relativas pueden variar
dependiendo de la temperatura y presión. Para sistemas de gases ácidos las
tablas 20-8,20-9, de el GPSA son de común uso para determinar el contenido de
agua en una mezcla acida.
3.4. PROBLEMAS QUE REPRESENTA LA PRESENCIA DE AGUA EN GAS
NATURAL
Como anteriormente mencionado, cuando el gas natural contiene agua, que
a la vez, condensa dentro de las tuberías y otros recipientes, puede generar
problemas que pudieran llegar a ser graves. A continuación se mencionan algunos
de ellos.
I. Formación de Hidratos
Los hidratos de gas natural son compuestos sólidos cristalinos formados por
la combinación química de gas natural y agua bajo presión y temperatura
considerablemente por encima del punto de congelamiento del agua. Los hidratos
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
32
frecuentemente se consideran responsables por dificultades operativas en
cabezales de pozo (Wellheads), gasoductos, y otros equipos de procesamiento de
gas natural.
Los hidratos se forman cuando la temperatura está por debajo de cierto
grado específico, a esta temperatura se le llama punto de formación de hidrato. El
punto de formación de hidrato podría ser menor o igual que la temperatura de
punto de roció del gas.
Las formulas químicas de algunos hidratos de gas natural son:
Hidratos de Metano: CH4 • 7H2O
Hidratos de Etano: C2H6 • 8H2O
Hidratos de Propano: C3H8 • 18H2O
Los cristales de los hidratos se asemejan a hielo o a nieve en apariencia,
pero no tiene la estructura sólida del hielo, son mucho menos densos, y exhiben
propiedades que generalmente están asociadas a componentes químicos. El
componente principal en su estructura es el agua en un 90%. Para disminuir el
punto de rocío y corregir la formación de hidratos se utiliza metanol, etilénglicol,
trietilénglicol, dietilénglicol, y tetraetilénglicol.
Condiciones principales que favorecen su formación
Durante la operación gas natural, es necesario definir, y por tanto evitar,
condiciones que promuevan la formación de hidratos. Esto es esencial porque los
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
33
hidratos pueden obstruir tuberías, reducir la capacidad de transferencia de
intercambiadores de calor, tapar válvulas, formar ácidos y en su consecuencia
generar corrosión. Estas condiciones se pueden describir de la siguiente manera
(Deshidratación del Gas natural, Marcías J. Martínez):
a. Condiciones primarias.
‐ El gas debe estar en o por debajo del punto de roció del agua.
‐ Bajas temperaturas.
‐ Altas presiones.
b. Condiciones secundarias.
• Altas velocidades.
• Pulsaciones de presión.
• Cualquier tipo de agitación.
• La introducción de un pequeño cristal de los hidratos.
• La presencia de termopozos o escamas en la tubería
Principales razones para prevenir la formación de hidratos son:
• Prevenir el taponamiento de las tuberías de transmisión debido a los
procesos fríos (descensos de las temperaturas)
• Prevenir la corrosión de la tubería por la presencia de H2S y CO2.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
34
• Obtener el punto de rocío requerido para la venta de gas equivalente a 7
Lb/MMPCED.
• Evitar los daños que se le producen a los alabes de las turbinas y demás
equipos rotativos.
• Evitar el taponamiento de los intercambiadores criogénicos o cajas frías.
3.5. INHIBIDORES DE HIDRATOS
En aquellas situaciones donde los cálculos predicen la formación de hidratos,
ello puede prevenirse mediante la deshidratación del gas o liquido, para eliminar la
condensación de agua en cualquier fase (liquida o sólida). En algunos casos la
deshidratación de gas no suele ser una solución práctica ni económicamente
viable. En estos casos la inhibición puede ser un método efectivo para prevenir la
formación de hidratos.
La inhibición utiliza inyección de uno de los glicoles o metanol a una corriente
de proceso, donde se puede combinar con la fase acuosa condensada para bajar
la temperatura de formación de hidratos a una presión determinada. Ambos glicol
y metanol, pueden ser recuperados en la solución acuosa, regenerados y
reinyectados. Para procesos de inyección continua con temperaturas de -40°F,
uno de los glicoles usualmente ofrece una alternativa económica positiva, en
comparación al metanol el cual es obtenido por recuperación en un proceso de
destilación. A condiciones criogénicas (por debajo de -40°F) el metanol
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
35
usualmente es preferible, porque la viscosidad del glicol a esas temperaturas
hace que la separación sea un proceso poco efectivo.
El etilénglicol (EG), dietilénglicol (DEG), y trietilénglicol (TEG) son los más
comúnmente usados para la inhibición de formación de hidratos por medio de
inyección. El más popular ha sido el etilen glicol por su bajo costo, baja viscosidad,
y baja solubilidad en hidrocarburos líquidos (Gas Processors Suppliers
Association, 1998).
A continuación se presenta las propiedades físicas de los inhibidores de
formación de hidratos.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
36
‐ Propiedades Físicas de Inhibidores de Formación de Hidratos
Etilen Glicol
Dietilen glicol
Trietilen glicol
Tetraetilen glicol Metanol
Formula C2H6O2 C4H10O3 C6H14O4 C6H18O5 CH3OH Peso Molecular 62.1 106.1 150.2 194.2 32.04 Punto de Ebullición @ 760mmhg,°F 387.1 472.6 545.9 597.2 148.1
Punto de Ebullición @ 760mmHg,°C 197.3 244.8 285.5 314 64.5
Presión de Vapor @ 77°F (25°C), mmHg 0.12 < 0.01 <0.01 <0.01 120
Densidad (g/cc) @ 77°F (25°C) 1.110 1.113 1.119 1.1120 0.790
Densidad (g/cc) @ 140°F (60°C) 1.085 1.088 1.092 1.092 0.790
Libras por Galón @ 77°F (25°C) 9.26 9.29 9.34 9.34 6.59
Punto de Congelacion,°F 8 17 19 22 -144.0
Punto Pobre(Pour Point), °F - -65 -73 -42
Viscosidad en Centipoise @ 77°F (25°C)
16.5 28.2 37.3 44.6 0.52
Viscosidad en Centipoise @ 140°F (60°C)
4.68 6.99 8.77 10.2 0.52
Tensión de Superficie (surface tensión) @ 77°F (25°C), dynes/cm
47 44 45 45 22.5
Índice de Refracción @ 77°F (25°C) 1.430 1.446 1.454 1.457 0.328
Calor Especifico @ 77°F (25°C) Btu/Lb x °F
0.58 0.55 0.53 0.52 0.60
Punto de Encendido, °F (PMCC)
240 255 350 400 53.6
Punto de Inflamacion,°F (C.O.C)
245 290 330 375
Tabla No2. Gas Processors Suppliers Association, 1998
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
37
3.6. SISTEMAS DE DESHIDRATACION DE GAS NATURAL
La deshidratación del gas natural consiste en la disminución del contenido de
vapor de agua asociado como no asociado en estado liquido o de vapor que se
encuentra en equilibrio con la masa gaseosa, y es removida por las siguientes
razones (Handbook of Natural gas Transmissión and Processing).
1. Gas natural a condiciones específicas puede mezclarse con líquido o
vapor libre para formar hidratos que pueden tapar las líneas.
2. El agua puede condensar en la línea, causando “slug flow” es decir un
flujo viscoso o en forma de lodo, ocasionando posible erosión o corrosión en las
líneas.
3. El contenido de agua incrementa el volumen y disminuye la carga
calórica del gas natural.
4. Para requerimientos comerciales de las líneas el contenido de agua en el
gas debe cumplir con la especificación de 7 lb de H2O por MMPCED como
máximo, eso dependerá de las necesidades que plantee cada proceso.
Técnicas para deshidratar gas natural
La deshidratación del gas natural puede hacerse con los siguientes procesos
(Deshidratación del Gas natural, Marcías J. Martínez):
I. Adsorción; utilizando un sólido que adsorbe el agua específicamente,
como el tamiz molecular (molecular sieves), gel de sílice (sílica gel y aluminatos.
II. Absorción; usando un liquido higroscópico como el glicol.
III. Inyección; bombeando un liquido reductor del punto de rocío, como el
metanol o monoetilénglicol.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
38
IV. Expansión; reduciendo la presión del gas con válvulas de expansión
(Joule-thomson) o un turboexpansor y, luego, separando la fase liquida que se
forma.
De estos procesos fueron evaluadas las tecnologías de adsorción y
absorción debido a que las otras dos alternativas ofrecidas presentaban
restricciones en su implantación que no las hacían viables, restricciones que son
explicadas en el capitulo III de esta investigación.
I. Deshidratación por Adsorción Con Desecantes Sólidos
Los sistemas de deshidratación por desecantes sólidos se fundamentan en el
principio de adsorción, lo cual involucra una forma de adhesión entre la superficie
del desecante sólido y el vapor de agua en el gas. El agua forma una capa
extremadamente fina en la superficie del desecante que se forma a través de la
fuerza de atracción que hay entre ellas, pero no hay reacción química.
Los deshidratadores de desecantes sólidos son típicamente más efectivos
que los sistemas de deshidratación por glicol, ya que pueden deshidratar el gas
hasta un punto menor de 0.1 ppmv (0.05 Lb/MMPCED). Sin embargo, con el fin
de reducir el tamaño del deshidratador de desecante sólido, una unidad de
deshidratación por glicol es frecuentemente usada para remover grandes masas
de agua (“bulk wáter”) aguas arriba de la unidad de desecantes sólidos, la unidad
de glicol removería alrededor de 60ppmV en contenido de agua, lo cual ayudaría a
reducir la masa de desecante solido en la unidad en el secado final.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
39
El uso de sistemas de deshidratación por desecantes sólidos como
alternativa versus deshidratadores por glicol puede representar una disminución
significativa , tanto en la parte económica como también para el cuidado del
medio ambiente, esto se refiere a la reducción de costos de inversión en equipos,
reducción de los costos de mantenimiento ,operación, y una mínima cantidad de
VOC (compuestos orgánicos volátiles) y peligrosos contaminantes del aire como
el BTEX (bencenos, xilenos, toluenos, etil-bencenos) (Handbook of Natural gas
Transmissión and Processing). .
I.1. Capacidad del desecante
La capacidad que tiene un desecante de retener agua es normalmente
expresada en masa de agua adsorbida por masa de desecante. La capacidad de
absorción de humedad dinámica dependerá de un número de factores, tales
como la humedad relativa del gas de entrada, el caudal de gas, la temperatura de
la zona de adsorción, el tamaño de la malla del granulo, la duración del servicio ,
el grado de contaminación del desecante (Huntington, 1950) y por ultimo
dependerá del tipo de desecante. La capacidad de absorber humedad no es
afectada por variaciones de presión, pero las otras variables si lo son. Hay tres
términos de capacidad usados por el autor (Campbell, 1992) (Handbook of Natural
gas Transmissión and Processing):
• Capacidad de equilibrio estático: el agua en un desecante nuevo y virgen es
determinada en una celda de equilibrio sin flujo alguno (correspondiendo a la
isoterma de adsorción).
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
40
• Capacidad de equilibrio dinámico: es la determinación de la capacidad de
retención de agua de un desecante mientras está en contacto continuo con un
flujo determinado a una tasa comercial.
• Capacidad útil: es la capacidad de diseño, que reconoce la pérdida de
capacidad de retención de agua del desecante con respecto al tiempo,
determinado por experiencia y consideraciones económicas, y el hecho de que
ningún lecho desecante puede ser utilizado completamente.
I.2. Selección del Desecante
Una variedad de desecantes sólidos están disponibles en el mercado para
aplicaciones específicas. Algunos son buenos sólo para la deshidratación del gas,
mientras que otros son capaces de realizar tanto la deshidratación y la eliminación
de componentes de hidrocarburos pesados. La selección del desecante adecuado
para una aplicación determinada es un problema complejo. Para desecantes
sólidos utilizados en la deshidratación de gas, las siguientes propiedades son
deseables (Campbell, 1992; Daiminger y Lind, 2004).
1. Alta capacidad de adsorción en equilibrio. Esto reduce el volumen de
adsorbente requerido, permitiendo el uso de recipientes más pequeños con
reducción de los gastos de capital y la reducción de calor para la regeneración.
2. Alta selectividad. Esto minimiza la indeseable eliminación de compuestos
valiosos y reduce los gastos de funcionamiento operacional general.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
41
3. Fácil regeneración. La relativa baja temperatura de regeneración
minimiza las necesidades generales de energía y gastos de funcionamiento.
4. Baja caída de presión.
5. Buenas propiedades mecánicas (como la alta resistencia a la compresión,
bajo desgaste, baja formación de polvo y gran estabilidad contra el
envejecimiento). Estos factores reducen los requisitos de mantenimiento en
general al disminuir la frecuencia con la que se cambian los adsorbentes por
adsorbentes vírgenes y en consecuencia minimiza el tiempo de parada de la
unidad y así evitar pérdidas asociadas a la producción.
6. Asequible, no corrosivo, no tóxico, químicamente inerte, de alta
densidad y cambios no significativos de volumen en la adsorción, y desorcion de
agua.
I.3. Tipos de Desecantes
Los desecantes comerciales más comunes, utilizados en lechos
deshidratadores, son los de silica gel, tamices moleculares, alúmina activada,
bauxita, bauxita purificada.
A continuación se muestran las propiedades típicas de los desecantes.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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Propiedades Típicas de Desecantes Sólidos
Desecante Forma Densidad
Mayor (Lb/Ft3)
Tamaño de partícula
Capacidad Calórica
(Btu/Lb x °F)
Contenido de humedad mínimo de efluentes de gas aproximado.(ppmw)
Alúmina Gel Alcoa H-151 Esférica 52 1/4” 0.20 5-10
Activated Alúmina Alcoa F-1 Granular 52 1/4”-8 Malla 0.1
Silica Gel Sorbead -R Esférica 49 4-8 Malla 0.25 5-10
Silica Gel Sorbead -H Esférica 45 3-8 Malla 0.25 5-10
Tamiz Molecular Davison-4A Esférica 42-45 4-8 o 8-2
Malla 0.24 0.1
Tamiz Molecular Linde-4A
cilindro extruido 40-44 1/8” o 1/16” 0.24 0.1
Tabla No 3. Gas Processors Suppliers Association, 1998
• Silica gel
Es el nombre genérico para un gel fabricado a partir de ácido sulfúrico y
silicato de sodio, es ampliamente utilizado como desecante, que puede utilizarse
para la deshidratación de gases y líquidos, y la recuperación de hidrocarburos de
gas natural.
La Sílica gel se caracteriza por lo siguiente.
1. Es muy adecuada para la normal deshidratación de gas natural.
2. Más fácilmente regenerada que los desecantes por tamices moleculares.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
43
3. tiene alta capacidad de retención de agua, puede absorber hasta un 45%
de su propio peso en agua.
4. Sus costos son menores comparados a los tamices moleculares y la
alùmina activada.
5. tiene la capacidad de alcanzar puntos de rocío de -140°F.
La Silica gel utilizada para el secado de gas natural debe ser la de tipo
Sorbead. La mayoría de los otros tipos de silica gel producirían finos en contacto
con el agua. Es por eso que Engelhard Sorbead es un desecante de alto
rendimiento.
• Alúmina Activada
Las alúminas son materiales compuestos de oxido de aluminio (Al2O3). Las
alúminas activadas están generalmente referidas a una clase de óxidos de
aluminio hidrófilo y posee un alto grado de porosidad. Como resultado, exhiben
gran capacidad de adsorber agua. El valor de las alúminas activadas se puede
denominar intermedio, es decir superior a la sílica, pero inferior a los tamices
moleculares, su fundamental utilidad viene siendo la deshidratación de aire, gas
natural, y otros solventes orgánicos. La fuerza de atracción que ejerce la alúmina
hacia el agua es mayor que la que ejerce la sílica ejerce sobre el agua. La alúmina
tiene excelente capacidad de mantener su forma después de haber estado en
contacto con agua y es resistente a la acción de ácidos.
La aplicabilidad de alúmina activada es preferencial cuando:
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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1. Presencia de alto a moderado contenido de agua en la alimentación.
2. Se requiere un punto de rocío moderado
3. La capacidad de regeneración es moderada.
4. Resistencia química requerida (ácidos)
• Tamices Moleculares
Los tamices moleculares son, desde el punto de vista químico, silicatos de
aluminio – álcali- están disponibles en el mercado tanto en forma de pastillas
(1/16” a un 1/8”), como en forma de polvo (10 micrones).
Los tamices moleculares retienen adsorbatos (elementos adsorbibles) por
fuerzas físicas más que por químicas, en otras palabras, cuando las molécula
adsorbida es posteriormente liberada por la aplicación de calor, el cristal queda en
el mismo estado químico que estaba antes de la adsorción, la desorción de agua
en los tamices es un proceso reversible siempre que no ocurra condensación de
hidrocarburos pesados de punto de burbujeo muy elevado, caso en el cual el
lecho podría perder parcialmente su capacidad para deshidratar.
La superficie externa de los cristales está disponible para la adsorción de
moléculas de todos los tamaños, mientras que la superficie interna es alcanzable
solo por aquellas moléculas cuyo tamaño sea suficientemente pequeño como para
pasar por los poros. Para tener una idea de la estructura del cristal, basta decir
que el área externa es solo 1 % del área total.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
45
Los tamices moleculares no solo adsorben moléculas basados en tamaño y
configuración, sino también polaridad y grado de saturación. En una mezcla de
moléculas capaces de pasar a través de los poros, la menos volátil, la más polar o
la más insaturada será más fuertemente adsorbida que las demás.
La fuerza de adsorción de los tamices moleculares se debe principalmente a
los cationes que forman parte del retículo cristalino. Estos cationes (Na, Ca),
actúan como puntos de fuerte carga positiva que atraen electroestáticamente los
extremos negativos de las moléculas polares, a mayor momento dipolar de una
molécula, más fuertemente será adsorbida. Ejemplo de tales moléculas son
aquellas que contienen átomos de O2, S, C1 ó N2. Son asimétricas; en
consecuencia, un tamiz molecular adsorberá antes CO (molécula dipolar), que
argón (molécula no polar), por citar un ejemplo.
También puede ocurrir que esos puntos de fuerte carga positiva induzcan
dipolo en otras moléculas, ocurriendo una adsorción posterior; mientras más
insaturada es una molécula, mas polarizadle es y, por lo tanto, más fácil será
adsorbida. Así, un tamiz molecular adsorberá etileno, una molécula insaturada de
un hidrocarburo saturado.
Por estas propiedades, los tamices son utilizados para eliminar
contaminantes indeseables en determinadas sustancias. En los tamices
moleculares la cantidad del compuesto adsorbido aumenta rápidamente a un valor
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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de saturación a medida que se incrementa la concentración de dicho compuesto
en la fase externa al tamiz. Cualquier incremento adicional en la concentración a
temperatura constante no ocasiona aumento en el monto adsorbido; ese equilibrio
normalmente indica que se han llenado completamente los espacios vacios de
cristal (Marcías J. Martínez).
Los tamices moleculares se caracterizan por lo siguiente.
1. Capacidad de deshidratación a menos de 0,1 ppm de contenido de agua.
2. Excelente para eliminación de H2S, CO2, deshidratación, deshidratación a
altas temperaturas, eliminación de hidrocarburos líquidos pesados, y eliminación
altamente selectiva de componentes específicos.
3. Más costoso que el silica gel, pero ofrece una mayor deshidratación.
4. Requiere temperaturas más altas para la regeneración, por lo tanto tiene
mayores costos de operación.
I.4. Descripción del Proceso
Antes que todo el gas húmedo entrante debe ser filtrado y separado de sus
impurezas solidas y contaminantes líquidos. Esta corriente de gas filtrado fluye
hacia abajo durante la deshidratación a través de un lecho desecante. El arreglo
de corriente descendiente reduce las perturbaciones del lecho causadas por gases
a altas velocidades durante la adsorción (Natural Gas Engeneering Handbook,Guo
& Ghalambor, 2005)
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
47
Como muestra la Figura 1 Un deshidratador de lecho fijo, generalmente,
tiene por lo menos dos recipientes llenos de desecante, mientras uno de ellos está
en adsorción el otro está en regeneración en otras palabras, es un proceso
continuo.
Planta Deshidratadora De Gas Natural Con Desecante Solido
Figura No2. Deshidratación del Gas natural, Marcías J. Martínez.
La regeneración del desecante requiere de calentamiento y posterior
enfriamiento. Después de calentar el deshidratador para remover el agua, el horno
de gas (que también puede ser un intercambiador de calor con vapor de agua o
aceite caliente), se apaga y el lecho se enfría antes de pasar a la etapa de
adsorción. el flujo de adsorción como ya dicho es generalmente hacia abajo,
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
48
pasando a través del lecho, para la regeneración el flujo de calentamiento puede
ser en cualquier dirección, aunque por lo general se regenera en contracorriente
para asegurar en profundad la regeneración de la parte inferior del lecho, lo cual
es el ultimo que hiso contacto con el gas deshidratado.
El lecho caliente ya regenerado debe ser enfriado y el sistema de
calentamiento debe ser apagado o desviado. Ahora una corriente de gas para
enfriamiento fluye hacia abajo a través del lecho, de modo que cualquier
contenido de agua que pueda ser adsorbida en esta etapa sea en la parte superior
del lecho y no sea desòrbida en el gas durante el paso de deshidratación.
Los lechos deben ser regenerados apropiadamente para que la capacidad de
adsorción se mantenga, ello depende tanto el volumen como de la temperatura del
gas. A mayor temperatura, menor será el caudal de gas requerido, sin embargo, si
la temperatura es muy alta, puede degradarse el desecante, perdiendo su
propiedad de adsorber (Marcías J. Martínez).
I.5. Consideraciones Básicas de Diseño
El diseño básico de un sistema de deshidratación con desecantes secos
involucra los siguientes cálculos.
1. Cantidad requerida del desecante.
2. Determinación del diámetro y longitud del lecho.
3. Calculo del sistema de regeneración y suministro de calor.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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4. Tamaño de los intercambiadores de calor
5. Determinación de la secuencia apropiada en el diseño.
Estas consideraciones dependerán fundamentalmente de:
• Servicios disponibles (agua, electricidad, etc.),
• Descenso requerido del punto de rocío.
• Tipo de desecante.
I.6. Ventajas y Desventajas de los Sistemas de Deshidratación por
Desecantes Sólidos
Las ventajas que traen los sistemas de deshidratación incluyen.
1. Pueden reducir el punto de rocío, hasta logar un contenido de agua
inferior a 1.0 Lb/MMPCED.
2. Algunos adsorbentes pueden tolerar altas temperaturas de contacto
3. Buena tolerancia a variaciones repentinas de flujo sobretodo en el
arranque.
4. Arranque rápido tras parada.
5. Alta adaptabilidad para el recobro de ciertos líquidos de hidrocarburos
además de sus funciones de deshidratación de agua.
Los problemas operativos que presentan los lechos desecantes
incluyen.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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1. Alto costo de inversión.
2. Provoca alta caída de presión.
3. Susceptibilidad a la ruptura y envenenamiento del lecho.
4. Altos requerimientos de calor.
5. Los adsorbentes se degeneran con el uso y requieren reemplazo.
6. El tiempo máximo de deshidratación permisible gradualmente se reduce
con el tiempo debido al desgaste de los desecantes.
II. Deshidratación por absorción con Glicol
Entre los diferentes procesos de deshidratación, la absorción es la técnica
más comúnmente utilizada. El vapor de agua es removido del gas por íntimo
contacto con un desecante higroscópico líquido. El contacto es logrado
generalmente por torres empacadas o por bandejas. La deshidratación por glicol
es usualmente una alternativa económica frente a los sistemas de deshidratación
por desecantes sólidos cuando ambos tienen la capacidad de lograr los puntos de
roció requeridos.
II.1. Tipos de Desecantes Líquidos
Entre los glicoles usados para la deshidratación del gas natural tenemos el
etilénglicol (EG), dietilénglicol (DEG), trietilénglicol (TEG), y tetraetilénglicol
(TTEG). Normalmente un solo tipo puro de glicol es usado para deshidratar pero a
veces una mezcla de ellos puede ser una alternativa económica.
Las funciones que se les dan a estos glicoles dependen de lo siguiente:
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
51
1. Monoetilénglicol (MEG); muestra un alto equilibrio de vapor en el gas
procesado, por esto, tiende haber muchas perdidas en el contactor. Es mas
apropiado como inhibidor de hidratos, donde puede ser recuperado de un gas por
separación a temperaturas por debajo de 50ºF.
2. Dietilénglicol (DEG); Una alta presión de vapor conlleva a grandes
perdidas en el contactor. Para conseguir una baja descomposición del solvente se
requiere bajas temperaturas del regenerador (315-340ªF) y en consecuencia no
se logra obtener una suficiente pureza para la mayoría de los casos.
3. Trietilénglicol (TEG); Es el mas común. Se puede regenerar a 340-400ªF
para alcanzar mayor pureza. A temperaturas de contacto mayores a 120ºF, hay
tendencia a producir perdidas en fase de vapor. Las depresiones del punto de
rocío llegan hasta 150ºF con el uso de gas de despojamiento.
El (TEG) es el desecante líquido más comúnmente utilizado para la
deshidratación del gas natural.
1. El TEG se puede regenerar a concentraciones de 98-99% más fácilmente
en un desorbedor atmosférico, por razón de sus puntos de burbujeo y temperatura
de descomposición.
2. El TEG tiene una temperatura de descomposición inicial de 404°F,
mientras que la temperatura teórica de descomposición del etilen glicol es de tan
solo 328°F (Ballard, 1996).
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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3. Las perdidas por evaporación son menores que las del monoetilénglicol y
las del dietilénglicol. Por lo tanto el TEG puede fácilmente ser regenerado y lograr
las altas concentraciones requeridas para las especificaciones de contenido de
agua en las líneas.
4. Los costos inversión y operación son menores.
II.2. Descripción del Proceso
Como se puede ver en la Figura 2, en una planta de deshidratación con
glicol, el gas entra por la parte inferior de una torre de absorción y asciende en
contracorriente mientras burbujea en el glicol que cae del tope llenando las
bandejas o platos de burbujeo en los cuales se produce la transferencia de masas.
Planta de Deshidratación de Gas Natural por Absorción
Figura No3. Natural Gas Processing Principles And Technology, 2004.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
53
El TEG también absorbe compuestos orgánicos volátiles (VOC), que se
evaporan con el agua en el rehervidor. A medida que sube, dentro de la torre, el
gas cede el agua que contiene. Así el glicol que llega al absorbedor con muy poco
contenido de agua (glicol pobre) se enriquece a medida que entra en contacto con
el gas y sale por el fondo cargado (glicol rico). El gas natural seco que sale por el
tope de la torre absorbedora pasa a través de un intercambiador de calor
gas/glicol para pasar después a una línea de transmisión donde se dispondrá de
ella para diversos fines. El gas húmedo rico en glicol es bombeado a un
intercambiador de calor donde es precalentado por glicol pobre.
Luego de pasar por el intercambiador de calor glicol-glicol, el glicol rico entra
a un separador flash, donde por medio de una caida de presion se separa los
compuestos pesados del glicol, luego pasa a una columna desorbedora
(regeneración) y fluye hacia abajo a través del lecho empacado hasta llegar al
rehervidor. El vapor generado en el rehervidor retira el agua absorbida y VOC del
glicol a medida que asciende por el lecho empacado.
El vapor de agua y el gas natural desorbido del glicol son venteados por el
tope de la torre de desorcion. El glicol pobre regenerado caliente fluye
fuera del rehervidor hacia un acumulador de flujo (tanque de reposo) donde es
enfriado por un intercambiador con glicol rico proveniente, por ultimo es
bombeado a un intercambiador de calor glicol/gas y de retorno al tope
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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de la torre absorbedora. Se debe recordar antes que todo que el gas de
alimentación a la planta deshidratadora debe ser depurado de las partículas
liquidas y solidas mediante separadores o filtros que eviten la contaminación del
glicol.
II.3. Consideraciones Básicas de Diseño
Los sistemas de deshidratación por TEG tanto por bandejas como por
empaques, pueden ser dimensionados de acuerdo a la siguiente información.
• Flujo del gas.
• Gravedad especifica.
• Presión de operación.
• Máxima temperatura y presión.
• Requerimiento del punto de rocío o contenido de agua en la salida del gas.
De acuerdo a estas características se podrá calcular.
1. La mínima concentración de TEG en la solución pobre que entra por el
tope, requerido para satisfacer la especificación de agua en el gas.
2. La velocidad de circulación de TEG pobre requerida para absorber del gas
la cantidad de agua necesaria para satisfacer los requerimientos de concentración
de agua en el gas.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
55
3. La cantidad requerida de contacto gas – glicol en la torre para producir el
necesario acercamiento al equilibrio la tasa de circulación elegida.
II.4. Ventajas y Desventajas de los Sistemas de Deshidratación por
Desecantes Líquidos.
Los deshidratadores por glicol ofrecen varias ventajas incluyendo las
siguientes.
1. Bajo costo inicial de equipos.
2. Bajas caídas de presión.
3. Fácilmente adaptable a nuevos requerimientos.
4. La regeneración de las torres no presenta inconvenientes
5. La planta podrá ser usada satisfactoriamente en la presencia de
materiales que podrían causar mal funcionamiento de algunos sistemas por lechos
adsorbentes.
Deshidratadores por glicol también presentan varios problemas operativos
incluyendo.
• Materiales suspendidos, tales como tierra, y oxido de hierro, pueden
contaminar la solución de glicol.
• La formación de lodos en la superficie de transferencia, puede causar una
perdida en la eficiencia y en el peor de los casos, completo paro del flujo.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
56
• Cuando el oxigeno y el sulfuro de hidrogeno están presentes, la corrosión
puede convertirse en un problema debido a la formación acido en la solución de
glicol.
• Líquidos como, el agua, hidrocarburos líquidos, o aceites lubricantes, en el
gas de entrada requerirán de la instalación de un separador aguas arriba del
absorbedor. La entrada de agua altamente mineralizada en el gas al sistema,
puede después de largos periodos de tiempo cristalizarse y llenar el rehervidor de
sales solidas.
• La formación de espumas puede ocurrir con el consiguiente arrastre de
líquido. La adición de una pequeña cantidad de compuesto anti-espumante
generalmente remedia el problema.
• Soluciones altamente concentradas de glicol tienden a volverse viscosas a
bajas temperaturas, y por lo tanto son difíciles de bombear. Las líneas de glicol
pueden llegar a solidificarse completamente a bajas temperaturas cuando la planta
no está operando. En ambientes fríos, la circulación continua de parte de la
solución a través del calentador es recomendable. Esta práctica también puede
prevenir el congelamiento en enfriadores de agua.
• Para arrancar una planta absorbedora, todas las bandejas deben estar
llenas con solución de glicol antes de que pueda esperarse un buen contacto gas
– líquido. Esto también puede convertirse en un problema a bajas tasas de
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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circulación porque algunos orificios de las bandejas podrían drenar solución tan
rápido como es introducida
• Aumentos repentinos de flujo deben ser evitados tanto en el arranque como
en la parada de la planta. De lo contrario se podrían producir grandes pérdidas de
solución por arrastre.
3.7. SIMULADORES COMERCIALES.
Un simulador de procesos es la representación de modelos matemáticos,
que reproducen las operaciones unitarias de un proceso dado, y están basados en
balances de masa y energía, principios de termodinámica y fenómenos de
transporte, además pueden incluir el comportamiento de los controladores
discretos y continuos del proceso a simular. Los simuladores de procesos utilizan
software especializado, los cuales mediante las ecuaciones de estado, modelos
matemáticos y las diferentes ecuaciones de diseño aplicables para cada
operación, calculan las diferentes variables operacionales de cada una de ellas.
La simulación de procesos tiene como ventaja.
1. Reducción del tiempo de trabajo.
2. Permite al equipo de diseñadores probar rápidamente entre diferentes
configuraciones de equipos.
3. Permite mejorar procesos ya existentes, ya que responde a la pregunta
¿y qué ocurre si? Puede modificarse alguna variable del proceso y observar su
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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comportamiento antes de llevarlo al caso real, ya que esto representaría un riesgo
para la planta.
4. Determina las condiciones óptimas de proceso, respetando las
restricciones.
5. Asiste en la detección de cuellos de botella del proceso.
6. Realiza la evaluación económica de una planta de proceso.
Todas estas ventajas traen como consecuencia la baja en los costos de
operación y también fundamentalmente la reducción de riesgos para el personal y
para la planta. Para este trabajo de investigación se utilizo como herramienta de
simulación de procesos, el simulador comercial ASPEN HYSYS (2006.5)
I. Simulador de Procesos ASPEN HYSYS
Este simulador tiene la particularidad de estar diseñado en un lenguaje
interactivo, el cual permite una fácil instalación y manejo de las operaciones
unitarias.
Los simuladores estáticos o simuladores en estado estacionario, se encargan
de predecir el comportamiento de los diferentes equipos y propiedades de las
diferentes corrientes luego de establecerse el estado estable en el sistema, estos
se utilizan ampliamente para revisar y evaluar el comportamiento de una planta, y
para conocer el impacto de cambios en condiciones de operación del sistema, sin
necesidad de evaluar este impacto a nivel de campo. Esto ha contribuido a reducir
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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por ensayos de cambios en el proceso y ha permitido trabajar en forma preventiva
ante problemas que pueden ocurrir en una planta determinada.
Los paquetes de simulación de procesos tienen por lo general la misma
estructura básica, cambian en la manera de introducir los datos, algunas
ecuaciones de estado y métodos termodinámicos utilizados, la disponibilidad de
datos experimentales en biblioteca interna, el número y tipo de componentes
manejados, la precisión y rapidez en los cálculos y la presencia o ausencia de una
operación.
Este simulador estático de procesos tiene la particularidad de estar diseñado
en un lenguaje interactivo permitiendo una fácil instalación y manejo de las
unidades de proceso, entre sus opciones principales cuenta con una hoja de
trabajo, la cual permite una rápida identificación de las condiciones y propiedades
de las corrientes involucradas en el procesos, y se permite cambiar de forma
sencilla los valores de composición, flujo, temperatura y presión en las corrientes
especificadas. Provee un diagrama del proceso en el cual, mediante comandos
específicos, presenta las condiciones de presión, temperatura, flujo y/o entalpias
de las diferentes corrientes que intervienen en el proceso.
II. Selección de la Ecuación de Estado (EOS)
Es importante elegir apropiadamente el modelo de determinación de las
propiedades físicas dado que afecta grandemente la predicción de la simulación.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
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Los cuatro factores que podrían considerarse para escoger el modelo
termodinámico son.
1. La naturaleza de las fuerzas de interés.
2. La composición de la mezcla
3. El rango de presión y temperatura de operación
4. La disponibilidad de los parámetros.
En muchas aplicaciones donde están presentes moléculas no polares (tales
como en procesamiento y refinación de hidrocarburos), la mezcla están compleja
que en vez de representarla por todos los constituyentes conocidos es más fácil
agrupar los constituyentes por algunas propiedades útiles tales como el punto de
ebullición, peso molecular, temperatura critica, presión critica. En este caso una
mezcla de cientos de constituyentes puede reducirse a treinta o menos. Las
propiedades de estos componentes agrupados llamados “Pseudocomponentes”
son el punto de ebullición, la gravedad especifica y el peso molecular promedio.
La selección de los modelos termodinámicos para estimar las propiedades
termodinámicas (entalpias, entropías) y las constantes de equilibrio, es de vital
importancia para la validación de las simulaciones. Los simuladores de proceso
cuentan con diferentes herramientas para hacer estos cálculos: Ecuaciones de
Estado, correlaciones generalizadas o métodos de coeficiente de actividad.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
61
Estimar con certeza estas propiedades permitirá la resolución rigurosa de los
algoritmos de los cálculos de las distintas operaciones unitarias.
En las simulaciones, la selección del modelo termodinámico puede hacerse
en arreglos predefinidos o escogiendo un modelo para cada propiedad
termodinámica o física, también se pueden especificar distintos modelos
termodinámicos en una operación unitaria si así se requiere.
Para la selección del modelo termodinámico es necesario tener en cuenta la
naturaleza de los compuestos presentes en las corrientes, la presión, la
temperatura, y la composición. En los manuales de operación de los simuladores y
en la literatura especializada en el cálculo de las propiedades termodinámicas y
físicas se puede obtener la información necesaria para la selección primaria de los
modelos termodinámicos, los cuales deben validarse.
En los procesos industriales, normalmente se encuentran sistemas vapor-
liquido, los cuales se caracterizan por distintos modelos termodinámicos
dependiendo de las condiciones de operación y del mismo sistema.
Los modelos termodinámicos predicen el comportamiento en el equilibrio de
una mezcla vapor-liquido, la exactitud de los resultados depende mucho más de la
caracterización de la corriente del modelo termodinámico seleccionado.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
62
Las unidades separadoras vapor-liquido como las fraccionadoras de
hidrocarburos, son representativas de sistemas de baja presión, por lo tanto estas
unidades exhiben un comportamiento casi ideal, de esta manera pueden utilizarse
de manera satisfactoria modelos termodinámicos muy sencillos.
Entre los modelos comúnmente más utilizados en los sistemas de baja
presión se encuentran.
• Modelo Soave-Redlich-Kwong (SRK)
• Modelo Peng-Robinson (PR)
• Modelo Grayson-Streed (GS)
• Modelo Braun K-10 (BK10)
Para efectos de esta investigación se selecciono el modelo termodinámico
Peng-Robinson (PR) para las simulaciones en HYSYS, la cual se adapta a las
siguientes consideraciones.
1. Puede ser aplicado en el cálculo de equilibrio de fases para sistemas
operando a bajas temperaturas criogénicas (> -456 °F) como altas temperaturas y
altas presiones (<15.000 lpca).
2. Resuelve sistemas de una fase, bifásicos y trifásicos con alta eficiencia y
en un amplio rango de condiciones.
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
63
3. Predice satisfactoriamente la distribución de componentes para sistemas
de hidrocarburos pesados, sistemas con soluciones de glicol acuoso y metanol,
sistemas con gases ácidos y agua agria.
Cabe destacar que el proceso estudiado en este trabajo de investigación,
trabaja a presiones por encima de 2000 lpca, lo cual hace que el modelo
termodinámico Peng-Robinson encaje de manera satisfactoria en el cálculo debido
a su tolerancia a altos rangos de presión.
4. MAPA DE VARIABLES
• Objetivo General
Seleccionar la tecnología más adecuada para la deshidratación del gas
natural en la futura Planta Compresora Moporo II
• Variable
Tecnologías de deshidratación Gas natural.
• Definición Conceptual de Variable.
La deshidratación del gas natural consiste en la disminución del contenido
de vapor de agua asociado como no asociado en estado liquido o de vapor que se
encuentra en equilibrio con la masa gaseosa. Entre los métodos más importantes
DERECHOS RESERVADOS
Capitulo II: Marco Teórico
64
para la deshidratación se encuentran tecnologías por absorción, adsorción y
refrigeración.
• Definición Operacional de Variable. Los sistemas de deshidratación de gas natural, son utilizados para disminuir
el contenido de agua en mezclas gaseosas, su finalidad es la de prevenir la
formación de hidratos en las líneas de transmisión, la corrosión por la mezcla de
agua con compuestos ácidos y así como también disminuir el punto de roció del
fluido para cumplir con especificaciones comerciales.
DERECHOS RESERVADOS
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OBJETIVOS VARIABLES SUB-VARIABLE O DIMENSION INDICADOR Identificar la corriente de gas de proceso a ser tratado.
Condiciones de gas de proceso.
Flujo, Gravedad especifica, Temperatura, Presión, Contenido de agua, Composición.
Determinar el contenido de agua presente en el gas natural entrante a la unidad de deshidratación.
Contenido de agua. LbH20/MMPCED
Preseleccionar las tecnologías de deshidratación de gas factibles para este proceso.
Criterios de selección. 7LbH20/MMPCED<. ∆P<15psi.
Desarrollar los cálculos específicos de dimensionamiento para cada Tecnología de Deshidratación .
Cálculos específicos. Diseño, Dimensionamiento y la Simulación del proceso.
Seleccionar la tecnología que represente el esquema técnico más apropiado para el proceso.
Tecnologías para la Deshidrataciones de
gas natural.
Tecnología más Apropiada. Matriz Evaluativa.
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DERECHOS RESERVADOS
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5. DEFINICION DE TERMINOS BASICOS.
Absorción: La absorción de gas es una operación unitaria en la cual los
componentes solubles de una mezcla gaseosa se disuelven en un líquido. La
operación inversa, llamada separación o desorción, se utiliza cuando se quieren
transferir los componentes volátiles de una mezcla liquida a un gas. (Manual del
Ingeniero Químico (Perry), 1992)
Adsorción: la sorción o adsorción es la transferencia selectiva de uno u más
solutos de una fase fluida a un lote de partículas solidas. La selectividad común de
un sorbente entre el soluto y el fluido portador o entre varios solutos, hace posible
la separación de ciertos solutos presentes en el fluido portador o entre sí. (Manual
del Ingeniero Químico (Perry), 1992)
Adsorbente: los adsorbentes son materiales naturales o sintéticos de estructura
amorfa y microcristalina. (Manual del Ingeniero Químico (Perry), 1992)
Glicol: El glicol (HO-CH2CH2-OH) se denomina sistemáticamente etan-1,2-diol.
Se trata del diol más sencillo, nombre que también se emplea para cualquier
poliol. Su nombre deriva del griego glicos (dulce) y se refiere al
sabor dulce de esta sustancia. El glicol es una sustancia ligeramente viscosa,
incolora e inolora con un elevado punto de ebullición y un punto de fusión de
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aproximadamente -12 °C (261 K). Se mezcla con agua en cualquier proporción.
(http://es.wikipedia.org).
Monoetilénglicol (MEG): Glicol que tiene alto equilibrio de vapor en gas natural,
se tiende a disipar en la fase gaseosa en un contactor. Se utiliza de inhibidor de
hidratos, donde puede ser recuperado después del gas por separación a
temperaturas por debajo de 50°F. (Natural Gas Engineering Handbook. 2005).
Dietilénglicol (DEG): Es un líquido viscoso, incoloro e inodoro de sabor dulce. Es
higroscópico, miscible en agua, alcohol, etilenglicol, etc. Posee una densidad de
1,118. El punto de ebullición es 244-245 °C. (http://es.wikipedia.org).
Trietilénglicol (TEG): Trietilénglicol (TEG) es una molécula más grande que el
MEG, DEG y tiene dos grupos éter. Es menos claro y menos higroscópico que
DEG, pero tiene mayor punto de ebullición, densidad y viscosidad. Las
propiedades de TEG se asemejan a los de DEG, pero es más pesado. TEG es
también distinguido por sus propiedades antibacterianas.
(http://www.sabic.com/me/en/productsandservices/chemicals/teg.aspx).
Hidrato: son compuestos sólidos que se forman como cristales, tomando
apariencia de nieve, se forman por una reacción entre el gas natural y el agua y su
composición es aproximadamente un 10% hidrocarburos y un 90% de agua.
(Ingeniería de gas, principios y aplicaciones, Marcia J. Martínez)
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Punto de Roció: El punto de rocío es la temperatura a la que empieza a
condensar el vapor de agua contenido en el aire a una presión dada, produciendo
rocío, neblina o, en caso de que la temperatura sea lo suficientemente baja,
escarcha.
Gas asociado: se encuentra en un yacimiento donde predominan los
hidrocarburos líquidos en forma de petróleo condensando. (Gas Processors
Suppliers Association, 1998)
Gas no asociado: llamado también gas libre. Es el producto único o con una
proporción baja de hidrocarburos líquidos encontrado en el yacimiento. . (Gas
Processors Suppliers Association, 1998),
Gas Húmedo: gas con alto contenido de propano en todos los siguientes hasta
heptano. (Gas Processors Suppliers Association, 1998),
Gas dulce: gas con bajo contenido de azufre. (Gas Processors Suppliers
Association, 1998),
Gas agrio: gas con alto contenido de azufre. (Gas Processors Suppliers
Association, 1998),
Gasoducto: Un gasoducto es una conducción que sirve para transportar gases
combustibles a gran escala. Es muy importante su función en la actividad
económica actual. (http://es.wikipedia.org).
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CAPITULO III
MARCO METODOLOGICO
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Capitulo III: Marco Metodológico
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C A P Í T U L O I I I
M A R C O M E T O D O L Ó G I C O
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN
Para Arias (2006), “La investigación científica es un proceso metódico y
sistemático dirigido a la solución de problemas o preguntas científicas, mediante la
producción de nuevos conocimientos, los cuales constituyen la solución o
respuesta a tales interrogantes”.
Barrera (2006), define que “Los métodos, técnicas, tácticas y estrategias no
son genéricos para cualquier investigación; los métodos son diferentes en función
del tipo de investigación y del objetivo que se pretende lograr”.
Según Best, J.W, citado por Tamayo y Tamayo (2007),” la investigación
descriptiva comprende la descripción, registro, análisis e interpretación de la
naturaleza actual, y la composición o procesos de los fenómenos. El enfoque se
hace sobre la conclusiones dominantes o sobre como una persona, grupo o cosa
se conduce o funciona en el presente”.
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Capitulo III: Marco Metodológico
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Arias (2006) establece que, “La investigación descriptiva consiste en la
caracterización de un hecho, fenómeno, individuo o grupo, con el fin de establecer
su estructura o comportamiento”.
Es por ello que esta investigación se clasifica como descriptiva ya que
detalla el proceso de selección de una alternativa rentable y eficiente para la
deshidratación del gas de proceso en la descarga de la “Planta Compresora
Moporo II”, por medio de la evaluación sistemática de un conjunto de tecnologías
de deshidratación de gas natural, lo cual desprende un estudio y un consecuente
análisis que describe las pautas seguidas para la selección de una tecnología que
más se ajusta a las necesidades y requerimientos de este proceso estudiado.
3.2 DISEÑO DE INVESTIGACIÓN
Arias (2006), define el diseño de investigación como “La estrategia general
que adopta el investigador para responder al problema planteado. En atención al
diseño, la investigación se clasifica en: documental, de campo y experimental”.
Según Barrera (2006), “El “donde” del diseño alude a las fuentes: si son
fuentes vivas, y la información se recoge en su ambiente natural, el diseño se
denomina de campo, pero si la información se recoge en un ambiente artificial o
creado, se habla de diseño de laboratorio. Por el contrario, si las fuentes no son
vivas, sino documentos o restos, el diseño es documental. También pueden
utilizarse diseños de fuente mixta”.
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De acuerdo a lo planteado por dichos autores se establece que esta
investigación lleva un diseño mixto, ya que se recurre a datos recolectados en
campo, y a su vez también se remitió a numerosos documentos para el desarrollo
de cálculos y dimensionamiento de los equipos que fueron preliminarmente
diseñados.
3.3 POBLACIÓN
De acuerdo a Arias (2006), “La población, o en términos más precisos
población objetivo, es un conjunto finito o infinito de elementos con características
comunes para los cuales serán extensivas las conclusiones de la investigación.
Esta queda delimitada por el problema y por los objetivos del estudio”.
Para esta investigación se tomo como población todas las tecnologías
conocidas para la deshidratación de gas natural tomado del GPSA (2004), las
cuales comprenden.
• Deshidratación por Adsorción.
• Deshidratación por Absorción.
• Deshidratación por Inyección
• Deshidratación por Expansión
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