diseño de la unidad de deshidratación por adsorción con tamiz molecular para la planta de...

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

Facultad de Ciencia y Tecnologa

INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

Proyecto de Grado:

Diseo de la Unidad de Deshidratacin por Adsorcin con

Tamiz Molecular para la Planta de Separacin de Lquidos de

Gran Chaco

Elaborado por: Oscar Incln Cspedes

Santa Cruz de la Sierra, Bolivia

2011

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA

CARRERA DE INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

PROYECTO DE GRADO

TITULO DEL TRABAJO

DISEO DE LA UNIDAD DE DESHIDRATACIN POR ADSORCION CON

TAMIZ MOLECULAR PARA LA PLANTA DE SEPARACION DE LIQUIDOS

DE GRAN CHACO

PROYECTO DE GRADO PRESENTADO COMO REQUISITO PARCIAL PARA

OPTAR AL TITULO DE LICENCIATURA EN: Ingeniera en Gas y Petrleo

ELABORADO POR:

Oscar Incln Cspedes

REALIZADO CON LA TUTUORIA DEL:

Ing. Marco Parada T.

RESUMEN

En el presente proyecto se realiza el diseo de la unidad de deshidratacin de la futura

Planta de Separacin de Lquidos de Gran Chaco a construirse en el departamento de

Tarija. Debido a que el gas que se procesa en la planta entrara a un proceso criognico,

requerir de un sistema de deshidratacin con tamices moleculares, que sea capaz de

deshidratar el gas a niveles de punto de roci de hasta -150F.

Pg. I

Dedicatoria

Dedicado con mucho amor y gratitud a mi Familia, a mis Padres Oscar y Betty, a mis

Hermanos Christian y Christopher, y a mis Sobrinos Nicols y Nicole.

El verdadero amor no es otra cosa, que el deseo inevitable de ayudar al otro para que

sea quien es

Pg. II

Agradecimientos

Para poder realizar el presente proyecto de grado de la mejor manera posible fue

necesario el apoyo de muchas personas a la cuales quiero agradecer.

Agradecer primeramente a Dios que me dio la fortaleza espiritual y fsica necesaria

para cumplir esta meta trazada en mi vida.

A mi padre Oscar, por sus constantes consejos que permitieron no desviarme en el

camino. Gracias por tus palabras tan correctas en los momentos adecuados, las

motivaciones, la formacin de carcter y por el esfuerzo que brindaste para que pueda

haber llegado hasta este punto.

A mi madre Betty, quien con todo su amor, cario y compresin vertieron en m una

acogedora sensacin de bienestar. Gracias por toda la atencin y preocupacin que

siempre me ha brindado.

A mi hermano mayor Christian, quien siempre con su fuerte fervor de hermandad y

cario hacia m, brindo todo lo que tena a su disposicin para que yo tuviera lo

necesario en mi vida. Gracias por toda tu preocupacin y tu confianza puesta en m.

A mi hermano Christopher, que a pesar de la distancia siempre estuvo involucrado en

mi carrera, manteniendo su constante aporte de motivacin y de preocupacin.

Gracias por tu ayuda y por estar pendiente de m.

Una mencin especial a mis tos Roland Cspedes y Elizabeth Pereira, que depositaron

su fe en m y fueron actores principales para que pudiera terminar mis estudios.

Gracias to por ser una persona emprendedora que siempre tendi la mano y nunca

olvido. Todo ello me ha servido como ejemplo y como desafo en la vida.

Pg. III

Agradecimientos

A Gabriela Moreno por su amor, apoyo, compresin y paciencia. Gracias por

facilitarme las cosas.

A Marco Parada, mi tutor quien siempre estuvo dispuesto en todo momento a brindarme

su ayuda. Gracias por brindarme todos sus conocimientos que hicieron posible la

realizacin de este proyecto. Y gracias tambin por brindarme su amistad, su buen

sentido del humor y su confianza.

A mi docente y asesor tambin Celestino Arenas quien fue el autor principal de mi

eleccin de tema y quien dio en m el panorama necesario para poder llegar hasta esta

instancia.

A mis docentes de la universidad que ms tuvieron efecto en m. Gracias Rene Alarcn,

Carlos Snchez, Nelson Cabrera, Reynaldo Ticona, Ariel Galarza, Ivn Rodrguez,

Enrique Cuellar, Carlos Rojas, Rmulo Barba, Milton Martnez, Jorge Luis Prez,

Andrea Guzmn, Danitza Kuscevic y Raquel Herrera.

A mis amigos ms cercanos y de toda la vida, Eduardo Dorado, Virgilio Ramrez,

Marco Flores y Daniela Sempertegui, quienes con su compaa y su apoyo fortalecieron

mi motivacin.

A mis compaeros de la universidad y amigos Dennis Ugarte, Dagner Salazar, Diego

Valenzuela, Alejandro Fernndez, Frank Salazar y Danny Iver, que me acompaaron y

apoyaron en todo este proceso.

Pg. IV

ndice General

Capitulo 1 ................................................................................................................. 1

1.1. Introduccin ................................................................................................................... 1

1.2. Antecedentes ................................................................................................................. 2

1.3. Delimitacin ................................................................................................................... 3

1.3.1. Lmite Geogrfico ................................................................................................... 3

1.3.2. Lmite Temporal ..................................................................................................... 3

1.3.3. Limite Sustantivo .................................................................................................... 3

1.4. Justificacin .................................................................................................................... 4

1.4.1. Justificacin Cientfica ............................................................................................ 4

1.4.2. Justificacin Econmica ......................................................................................... 4

1.4.3. Justificacin Personal ............................................................................................. 4

1.5. Planteamiento del Problema ......................................................................................... 5

1.6. Formulacin del Problema ............................................................................................. 5

1.7. Sistematizacin del Problema y Abordaje de la Solucin .............................................. 6

1.7.1. Descripcin Causa-Efecto y Accin-Fin .................................................................. 6

1.7.2. Diagrama Causa-Efecto .......................................................................................... 7

1.8. Objetivos ........................................................................................................................ 8

1.8.1. Objetivo General .................................................................................................... 8

1.8.2. Objetivos Especficos .............................................................................................. 8

1.9. Metodologa ................................................................................................................... 9

1.9.1. Tipo de Estudio ....................................................................................................... 9

1.9.2. Mtodo de Investigacin ....................................................................................... 9

1.9.3. Fuente de Informacin ........................................................................................... 9

Pg. V

Capitulo 2 ............................................................................................................... 11

2.1. Marco Terico Conceptual ........................................................................................... 11

2.1.1. Introduccin ......................................................................................................... 11

2.1.2. Gas Natural ........................................................................................................... 11

2.1.2.1. Clasificacin del gas natural en funcin de la composicin ............................. 12

2.1.2.1.1. Gas Acido .................................................................................................... 12

2.1.2.1.2. Gas Dulce .................................................................................................... 14

2.1.2.1.3. Gas Pobre o Gas Seco ................................................................................. 14

2.1.2.1.4. Gas Rico o Gas Hmedo .............................................................................. 14

2.1.2.1.5. Gas Condensado ......................................................................................... 15

2.1.2.1.6. Gas Asociado .............................................................................................. 15

2.1.2.1.7. Gas No Asociado ......................................................................................... 16

2.1.2.1.8. Gas Hidratado ............................................................................................. 16

2.1.2.1.9. Gas Anhdrido ............................................................................................. 16

2.1.2.2. Componentes del Gas ...................................................................................... 17

2.1.2.3. Impurezas del Gas Natural ............................................................................... 21

2.1.2.4. Comportamiento de Fases ............................................................................... 22

2.1.2.5. Tipos de Yacimientos........................................................................................ 24

2.1.2.5.1. Yacimiento de Gas Seco .............................................................................. 24

2.1.2.5.2. Yacimiento de Gas Hmedo ....................................................................... 25

2.1.2.5.3. Yacimiento de Gas Condensado (Retrgrados) .......................................... 26

2.1.2.6. Subproductos del Gas Natural ......................................................................... 27

2.1.2.6.1. Gas Natural Licuado (GNL) .......................................................................... 27

2.1.2.6.2. Lquidos del Gas Natural (LGN) ................................................................... 27

2.1.2.7. Utilizacin de los Lquidos del Gas Natural ...................................................... 28

2.1.2.7.1. Gas Licuado de Petrleo (GLP) ................................................................... 29

2.1.3. Efectos de la Presencia de Agua ........................................................................... 29

2.1.4. Contenido de Agua en el Gas Natural .................................................................. 32

2.1.5. Hidratos ................................................................................................................ 38

2.1.5.1. Control de Hidratos .......................................................................................... 40

2.1.5.2. Condiciones para la Formacin de Hidratos .................................................... 41

2.1.5.2.1. Condiciones Principales .............................................................................. 41

2.1.5.2.2. Condiciones Secundarias ............................................................................ 41

2.1.6. Tcnicas de Deshidratacin del Gas Natural ........................................................ 42

2.1.7. Deshidratacin por Adsorcin con Tamices ......................................................... 44

2.1.7.1. Sistema de Adsorcin en la Industria ............................................................... 46

2.1.7.2. Caractersticas de los Tamices Moleculares ..................................................... 49

2.1.7.3. Diseo de Adsorcin Regeneracin .............................................................. 51

2.1.7.3.1. Diseo del Adsorbente ............................................................................... 51

Pg. VI

2.1.7.3.2. Diseo del Regenerador ............................................................................. 55

2.1.7.3.3. Grfica del Ciclo de Regeneracin .............................................................. 56

2.1.7.4. Consideraciones Bsicas sobre el Diseo de un Deshidratador de Tamices

Moleculares ...................................................................................................................... 58

2.1.7.4.1. Variables de Operacin .............................................................................. 59

2.1.7.4.2. Regeneracin .............................................................................................. 60

2.1.7.4.3. Problemas Operacionales ........................................................................... 60

2.1.7.4.4. Capacidad de Adsorcin de algunos Tipos de Desecantes ......................... 61

2.2. Marco Terico Referencial ........................................................................................... 62

2.3. Marco Terico Normativo ............................................................................................ 63

2.4. Marco Terico Histrico ............................................................................................... 64

2.4.1. Introduccin ......................................................................................................... 64

2.4.2. Objetivos .............................................................................................................. 65

2.4.3. Balance Volumtrico ............................................................................................ 66

2.4.4. Plantas de Extraccin de Licuables ...................................................................... 68

Pg. VII

Capitulo 3 ............................................................................................................... 70

3.1. Objeto........................................................................................................................... 70

3.2. Condiciones Ambientales ............................................................................................. 70

3.3. Informacin para el Diseo .......................................................................................... 70

3.3.1. Capacidad de Diseo ............................................................................................ 70

3.3.2. Gas de Alimentacin ............................................................................................ 71

3.3.3. Especificaciones de Producto ............................................................................... 72

3.3.3.1. Gas Residual ..................................................................................................... 72

3.4. Diagrama de Bloques ................................................................................................... 73

3.5. Procedimientos de los Clculos de Ingeniera.............................................................. 74

3.5.1. Condiciones de Proceso ....................................................................................... 74

3.5.2. Dimensionamiento de las Torres de Adsorcin ................................................... 74

3.5.2.1. Calculo del Dimetro Mnimo .......................................................................... 75

3.5.3. Cantidad de Desecante ........................................................................................ 78

3.5.4. Verificacin de los Parmetros de Diseo ........................................................... 83

3.5.5. Calor de Regeneracin ......................................................................................... 84

3.5.6. Caudal de Gas de Regeneracin ........................................................................... 87

3.6. Consideraciones de Diseo .......................................................................................... 90

3.7. Resultados del Procedimiento de Calculo .................................................................... 91

3.7.1. Datos del Proceso ................................................................................................. 91

3.7.2. Diagrama de Flujo del Proceso ............................................................................. 94

3.8. Balance de Masa y Energa ........................................................................................... 95

3.8.1. Simulacin del Proceso ........................................................................................ 95

3.8.2. Resumen de Resultados ....................................................................................... 96

3.9. Descripcin del Proceso ............................................................................................... 98

3.9.1. Ciclo de Adsorcin ................................................................................................ 98

3.9.2. Ciclo de Regeneracin .......................................................................................... 99

Pg. VIII

Capitulo 4 ............................................................................................................. 101

4.1. Introduccin ............................................................................................................... 101

4.2. Estimacin de Costos de Inversin (Rango de variacin 30%) ................................. 101

4.3. Inversin Total ............................................................................................................ 104

4.4. Flujo de Caja ............................................................................................................... 106

4.4.1. Ingresos .............................................................................................................. 106

4.4.1.1. Por Venta de GLP ........................................................................................... 106

4.4.1.2. Por Venta de Gasolina Natural ....................................................................... 109

4.4.2. Egresos ............................................................................................................... 110

4.4.2.1. Costo de Materia Prima ................................................................................. 110

4.4.2.2. Gastos Operativos .......................................................................................... 112

4.4.2.3. Gastos Generales y Administrativos .............................................................. 112

4.4.2.4. Impuestos ....................................................................................................... 113

4.4.3. Indicadores de Evaluacin Econmicos del Proyecto ........................................ 116

4.4.3.1. Valor Actual Neto ........................................................................................... 116

4.4.3.2. Tasa Interna de Retorno ................................................................................. 116

4.4.3.3. Periodo de Recuperacin Inicial ..................................................................... 116

Capitulo 5 ............................................................................................................. 121

5.1. Conclusiones .............................................................................................................. 121

5.2. Recomendaciones ...................................................................................................... 121

Bibliografa ........................................................................................................... 122

Anexos .................................................................................................................. 123

Pg. IX

ndice de Cuadros Cuadro 2-1. Componentes Hidrocarburos 17

Cuadro 2-2. Componentes No Hidrocarburos 18

Cuadro 2-3. Temperaturas de Ebullicin a presin de una atmosfera 19

Cuadro 2-4. Correlacin de R. Bukacek para Calcular el Contenido de Agua en el Gas 35-36

Cuadro 2-5. Propiedades comerciales de los desecantes 46

Cuadro 2-6. Carga de masa de agua por masa de desecante 52

Cuadro 2-7. Capacidad de adsorcin de diferentes desecantes solidos 61

Cuadro 2-8. Plantas Existentes de Extraccin de Licuables 68

Cuadro 3-1. Condiciones Ambientales del Sitio 70

Cuadro 3-2. Cromatografa del gas de Alimentacin 71

Cuadro 3-3. Especificaciones del producto del gas residual 72

Cuadro 3-4. Condiciones de proceso Planta Gran Chaco 74

Cuadro 3-5. Constantes B y C segn tipo de partcula 76

Cuadro 3-6. Constante Z dependiendo el tamiz 81

Pg. X

ndice de Figuras Figura 1-1. Diagrama causa efecto 7

Figura 2-1. Diagrama de fases Presin vs. Temperatura 22

Figura 2-2. Diagrama de fases PT para un Gas Seco 24

Figura 2-3. Diagrama de fases PT para un Gas Hmedo 25

Figura 2-4. Diagrama de fases para un Gas condensado 26

Figura 2-5. Efectos de la Presencia de Agua en el Gas Natural 30

Figura 2-6. Hidratos en lneas de flujo 31

Figura 2-7. Contenido de Agua en los Hidrocarburos 33

Figura 2-8. Contenido de Agua en el Gas Natural Dulce, segn J.M. Campbell 34

Figura 2-9. Curvas de presin-temperatura para predecir la formacin de hidratos 39

Figura 2-10. Temperatura a la cual se forman hidratos 40

Figura 2-11. Tcnicas de Deshidratacin del Gas Natural 42

Figura 2-12. Ejemplo de un sistema de deshidratacin con desecantes slidos 48

Figura 2-13. Diseo de torre de adsorcin tpica 54

Figura 2-14. Curva de regeneracin para unidad de dos torres 58

Figura 2-15. Entrega de Gas al Sistema de Distribucin 66

Figura 2-16. Distribucin de Gas 67

Figura 3-1. Diagrama de Bloques Planta Gran Chaco 73

Figura 3-2. Correccin de la capacidad del tamiz para el gas de entrada insaturado 79

Figura 3-3. Correccin de la capacidad de la temperatura del tamiz molecular 80

Figura 3-4. Propiedades tpicas de los desecantes 82

Figura 3-5. Grafica para determinar las entalpias 88

Figura 3-6. Datos del proceso 91

Figura 3-7. Diagrama de flujo del proceso 94

Figura 3-8. Diagrama de flujo PFD del proceso Unidad de Deshidratacin 95

Figura 4-1. Proyeccin oferta demanda de GLP 107

Pg. XI

ndice de Ecuaciones

Ecuacin 2 1 36

Ecuacin 2 2 37

Ecuacin 2 3 51

Ecuacin 2 4 51

Ecuacin 2 5 51

Ecuacin 2 6 51

Ecuacin 2 7 52

Ecuacin 2 8 52

Ecuacin 2 9 53

Ecuacin 2 10 56

Ecuacin 2 11 56

Ecuacin 2 12 56

Ecuacin 2 13 56

Ecuacin 3 1 78

Ecuacin 3 2 81

Ecuacin 3 3 82

Ecuacin 3 4 84

Ecuacin 3 5 85

Ecuacin 3 6 85

Ecuacin 3 7 87

Pg. 1

Captulo 1: Introduccin al

Proyecto

Diseo de la Unidad de Deshidratacin por Adsorcin con Tamiz Molecular para la Planta de Separacin de Lquidos

de Gran Chaco

Cap. 1: Introduccin al Proyecto

Elaborado por Incln Cspedes, Oscar Pg. 1

Capitulo 1

1.1. Introduccin

La deshidratacin es un proceso necesario para acondicionar el gas natural a condiciones

de transporte y venta. Debido a lo cual se ha desarrollado en las ltimas dcadas

tecnologas de deshidratacin que permitan cumplir con tales especificaciones

minimizando los gastos operativos.

La deshidratacin con desecantes solidos se fundamenta en el principio de adsorcin, en

el cual el vapor de agua presente se adhiere a la superficie de los desecantes,

permitiendo as la remocin del contenido de agua no deseado. Esta tambin constituye

una alternativa cuando se desea remover el contenido de agua a una cantidad mnima ya

sea el caso para ingresar el gas a una planta criognica o se desee remover agua y

componentes cidos simultneamente.

En el Plan de Inversin 20092015 del gobierno de Bolivia, establece la construccin de

una planta de separacin de licuables en la zona del chaco boliviano, en la cual se

producir Gas Residual, GLP y Gasolina Natural. Para poder encarar esta produccin la

planta deber contar con la unidad de deshidratacin criognica capaz de llevar al gas a

puntos de roco muy bajos.

Es por ello que en el presente proyecto se describe el diseo de la unidad de

deshidratacin criognica utilizando el sistema de deshidratado con tamices moleculares

para procesar una capacidad de 32MMmcd a concluir el ao 2014.


de Gran Chaco



1.2. Antecedentes

Han pasado casi 35 aos desde que el vapor de agua fue removido del gas Natural por

primera vez en gran volumen. El primer proceso usado fue la circulacin de una

corriente de salmuera de cloruro de calcio para remover el vapor de agua. El uso de la

salmuera de cloruro de calcio tuvo algunas desventajas, la principal de ellas fue la

corrosividad de la solucin y esta es una dificultad para obtener altos descensos de punto

de roco.

Aproximadamente hace 30 aos el primer sistema de dietilen glicol fue instalado para

deshidratar el gas Natural. Este sistema fue superior al de la salmuera de cloruro de

calcio ya que el sistema de dietilen glicol fue mucho menos corrosivo y tambin daba

como resultado un mejor secado. Las soluciones de glicol llegaron a ser los lquidos

desecantes ms comunes usados para la deshidratacin del gas Natural. Durante los

ltimos 20 aos, el uso de Trietilen glicol en vez del dietilen glicol llego a ser extendido

porque daba como resultado una mayor eficiencia en el secado y presentaba una mayor

resistencia a la descomposicin. Dos o tres aos despus que el dietilen glicol fue usado

por primera vez para secar el gas.

En cuanto a los adsorbentes la almina activada fue usada como slido desecante en un

proceso semi-contnuo para secar el gas. El uso de los slidos desecantes continu a

travs de los aos. Bauxita, Slica gel y Tamices Moleculares son tambin usados como

slidos desecantes para el secado del gas.


de Gran Chaco



1.3. Delimitacin

1.3.1. Lmite Geogrfico

La Planta de Separacin de Lquidos Gran Chaco pretende estar instalada en la regin

conocida como Madrejones, Jurisdiccin de Yacuiba, en el Departamento de Tarija.

1.3.2. Lmite Temporal

El tiempo estimado para la realizacin del proyecto abarca desde el 1 Semestre del

ao 2011 hasta el 2 Semestre del ao 2011.

1.3.3. Limite Sustantivo

El presente proyecto comprende el diseo de la unidad de deshidratacin criognico

por adsorcin con tamices moleculares. Con el objeto de deshidratar el gas para que

este pueda seguir los siguientes procesos que le preceden sin ocasionar problemas por

corrosin o congelamientos.

La sustentacin terica del proyecto est dada con mayores detalles en la seccin de

Bibliografa.

.


de Gran Chaco



1.4. Justificacin

1.4.1. Justificacin Cientfica

La deshidratacin del gas natural es un rea fundamental en el procesamiento del gas

natural en cualquier planta de tratamiento de gas. Es por ello que existen muchas

tcnicas de como deshidratar el gas; En el caso del presente proyecto se analiza el

sistema por adsorcin con tamices moleculares, en el cual realiza una deshidratacin

profunda del gas.

1.4.2. Justificacin Econmica

El presente proyecto busca facilitar el costo aproximado de la unidad, para unidades de

deshidratacin con Tamices.

1.4.3. Justificacin Personal

Por medio de la investigacin para la realizacin del presente proyecto obtendr los

conocimientos bases necesarios para la realizacin y operacin de diseos de procesos

en sus distintas etapas. Especficamente en el diseo de la unidad de deshidratacin.

Adems de cumplir con la etapa de Titulacin II de la carrera de Ing. en Gas y Petrleo

que se requiere para acceder al ttulo de Ingeniero en Gas y Petrleo.


de Gran Chaco



1.5. Planteamiento del Problema

La Planta de Separacin de Lquidos de Gran Chaco, pretende tener una capacidad de

procesamiento de 32MMmcd. La planta contara con una unidad criognica, por lo que

ser necesario instalar una unidad de deshidratacin criognica capaz de secar el gas

niveles de puntos de roco de hasta -150F.

Es por ello que en el presente proyecto se realizara el diseo de la unidad de

deshidratacin para la Planta de Gran Chaco.

1.6. Formulacin del Problema

Qu diseo requerir la unidad de deshidratacin para la Planta de Separacin de

Lquidos de Gran Chaco?


de Gran Chaco



1.7. Sistematizacin del Problema y Abordaje de la Solucin

Problema: La Planta de Gran Chaco requiere el diseo de un sistema de deshidratacin

criognica.

Solucin: Disear el sistema de deshidratacin criognica por adsorcin con tamiz

molecular para la unidad de deshidratacin de la Planta de Gran Chaco.

1.7.1. Descripcin Causa-Efecto y Accin-Fin

Causas

El gas de alimentacin contiene significativos contenidos de agua.

Se requiere que el gas este a un punto de roco de -150F.

Efectos

El agua al condensarse puede ocasionar prdidas de eficiencia de flujo y

corrosin.

El gas al ser sometido a temperaturas criognicas puede ocasionar

congelamiento y formacin de hidratos.

Acciones

Determinar el contenido de agua saturado en el gas de alimentacin.

Dimensionar las torres adsorbedoras y determinar la cantidad de tamiz

requerido para cada torre.

Fines

Cumplir con las especificaciones de transporte.

Operar sin peligros de formacin de slidos.


de Gran Chaco



1.7.2. Diagrama Causa-Efecto

Figura 1-1. Diagrama causa efecto

Fuente: Elaboracin propia


de Gran Chaco



1.8. Objetivos

1.8.1. Objetivo General

Disear el Sistema de Deshidratacin con Tamiz Molecular para la Planta de

Separacin de Lquidos de Gran Chaco.

1.8.2. Objetivos Especficos

Los objetivos concretamente en cada fase son:

Desarrollar los clculos de ingeniera para el sistema de deshidratacin con

tamiz molecular

Realizar el Diseo de Proceso.

Realizar una Simulacin del Proceso para la resolucin del Balance de Masa y

Energa.

Determinar los costos preliminares de los equipos principales.

Realizar una evaluacin econmica.


de Gran Chaco



1.9. Metodologa

1.9.1. Tipo de Estudio

El trabajo de investigacin se realiza con un tipo de estudio descriptivo-analtico, no

experimental. (Descriptivo porque se analizara como es el sistema de deshidratacin y

como se manifiesta el fenmeno de secado del gas hmedo y Analtico porque

identificaran al proceso de deshidratacin y lo comparara con otros procesos de

secado).

1.9.2. Mtodo de Investigacin

El presente estudio utiliza un diseo de investigacin no experimental-transaccional

(No experimental porque no se podrn manejar las variables y Transaccional debido a

que la recoleccin de datos se realizar en un solo tiempo.

1.9.3. Fuente de Informacin

En esta investigacin son utilizadas para este proyecto fuentes de informacin

primarias y secundarias:

Primarias: Se cont con informacin de primera mano gracias a las consultas y

entrevistas a ingenieros conocedores y trabajadores del rea de procesamiento del gas.

Secundarias: Se realiz la investigacin mediante la bsqueda de:

Informacin documental brindada por YPFB mediante la nueva norma de

acceso a la informacin.

Informacin sobre las noticias del momento sobre la construccin y el avance

de la nueva planta de acondicionamiento Margarita.

Informacin bibliogrfica de libros especializado y conocidos del rea como el

GPSA (Gas Processors Suppliers Association) y John M. Campbell & Co.

Otras fuentes de informacin, como manuales, revistas, pginas web, etc.

Pg. 10

Captulo 2: Marco Terico

del Proyecto


de Gran Chaco

Cap. 2: Marco Terico del Proyecto


Capitulo 2

2.1. Marco Terico Conceptual

2.1.1. Introduccin

Los aspectos tericos que involucran el manejo de los hidrocarburos como el gas y el

petrleo, desde su evaluacin en los reservorios hasta su produccin, procesamiento,

transporte y aplicacin; son bastantes amplios y complejos de naturaleza.

En particular, el tratamiento terico del gas natural requiere principalmente de un

conocimiento profundo de la termodinmica y mecnica de fluidos, enfocndose de

manera especfica en el comportamiento de fases y el equilibrio entre las mismas. En

virtud de que el gas natural de reservorios contiene significativas cantidades de agua

en fase de vapor saturado, los procesos de deshidratacin son fundamentalmente

tratados mediante principios de equilibrio y comportamiento de fases.

Los principios de absorcin, adsorcin, destilacin fraccionada y vaporizacin flash

estn siempre presentes en los sistemas de deshidratacin del gas natural. Por tanto

estos aspectos sern detalladamente descritos a continuacin en este captulo. Por otro

lado se prestara especial atencin a los conceptos de intercambio de calor y transporte

de fluidos.

2.1.2. Gas Natural

Se denomina gas natural al formado por los miembros ms voltiles de la serie

parafnica de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de etano,

propano y butano y, finalmente, puede contener porcentajes muy pequeos de

compuestos ms pesados. Adems, es posible conseguir en el gas natural cantidades

variables de otros gases no hidrocarburos, como dixido de carbono, sulfuro de

hidrogeno (cido sulfhdrico), nitrgeno, helio, vapor de agua, etc.


de Gran Chaco



El gas natural puede obtenerse como tal en yacimientos de gas libre o asociado en

yacimientos de petrleo y de condensado (porciones voltiles de petrleo).

2.1.2.1. Clasificacin del gas natural en funcin de la composicin

Siendo la composicin del gas natural un parmetro de gran importancia, se utiliza

para la clasificacin del mismo y quedan:

2.1.2.1.1. Gas Acido

Este en un gas .cuyo contenido de sulfuro de hidrgeno (H2S) es mayor que

0,25 granos por cada 100 pies cbicos normales de gas por hora (> de 0,25

granos/100 PCNH). En este caso las condiciones normales estn en el Sistema

Britnico de Unidades La cantidad seala equivale a cuatro partes por milln,

en base al volumen (4 ppmV de H2S. En el Sistema Britnico de Unidades este

significa, que hay 4 lbmol de H2S/1x106 lbmol de mezcla. La GPSA, define a

un gas cido como aquel que posee ms de 1,0 grano/100 PCN o 16 ppmV de

Sulfuro de Hidrgeno (H2S).

Si el gas est destinado para ser utilizado como combustible para rehervidores,

calentadores de fuego directo o para motores de compresores puede aceptarse

hasta 10 granos de H2S/100 PCN. La norma 2.184 vlida para tuberas de gas,

define a un gas cido como aquel que contiene ms de 1 grano de H2S/100

PCN de gas, lo cual equivale a 16 ppmV de (H2S).


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1) Otros Gases de Reaccin Acida

Existen tambin otros gases de naturaleza cida, como son por ejemplo:

a) El Sulfuro de Carbonilo (COS).- Este es un compuesto inestable,

corrosivo y txico, que se descompone en (H2S +C02).

b) Los Mercaptanos.- Los cuales se pueden representar a travs de la

siguiente frmula (RSH), son compuestos inestables y de alto grado de

corrosin, en muchos casos reaccionan con algunos solventes,

descomponindolos.

c) Disulfuro de Carbono (CS2).- Este componente sin tomar en cuenta

que participa en las reacciones de corrosin es tambin altamente txico

para los. seres humanos, como es tambin altamente nocivo para el

medio ambiente, por lo que hay extremar las precauciones cuando se

trabaja con este componente, ya que puede causar graves problemas de

salud, y/o ambiental.

En trminos generales, se considera que un gas es apto para ser transportado

por tuberas, cuando contiene 4 ppmV de, H2S; de 3% de C02.y 6 a 7 lb de

agua por millones de pies cbicos normales de gas (MM de PCN de gas).


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2.1.2.1.2. Gas Dulce

Este es un gas que contiene cantidades de Sulfuro de Hidrgeno (H2S),

menores a cuatro (4) partes por milln en base a volumen (4 ppm, V) y menos

de 3% en base molar de Dixido de Carbono (C02).

2.1.2.1.3. Gas Pobre o Gas Seco

Este es un gas natural del cual se han separado el GLP (gases licuados del

petrleo) y la gasolina natural. El gas seco, est constituido fundamentalmente

de metano y etano. Por lo general se inyecta a los yacimientos, o se usa en la

generacin de hidrgeno (H2). La composicin fundamental alcanza valores de

un 85-90% en metano, debido a su composicin se puede utilizar directamente

como Combustible, para lo cual es necesario mantener una presin de

yacimiento, parmetro que varen de acuerdo a la localizacin del gas en el

subsuelo. En los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos

permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie, y la

produccin de lquidos solo se alcanza a temperaturas criognicas.

2.1.2.1.4. Gas Rico o Gas Hmedo

Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza lquida de hasta 3 GPM

(galones por mil pies cbicos normales de gas) No existe ninguna relacin con

el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. En los yacimientos de

gas hmedo existe mayor porcentaje de componentes intermedios y pesados

que en los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en

estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a la superficie cae en la regin de

dos fases formndose una cantidad de hidrocarburos lquido del orden de 10 a

20 BN / MM PCN. Este parmetro llamado riqueza lquida es de gran

importancia, para la comercializacin del gas natural, ya que los lquidos

producidos son de poder de comercializacin.


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2.1.2.1.5. Gas Condensado

Este gas se puede definir con un gas con lquido disuelto. El contenido de

metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos ms pesados (C7+)

alcanza valores mayores a 12,5% (< 12,5%). La mezcla de hidrocarburos a las

condiciones iniciales de presin y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en

el punto de roco. El gas presenta condensacin retrgrada durante el

agotamiento isotrmico de la presin, proceso que en la mayora de los casos

puede representar algn problema en la comercializacin de estos yacimientos.

En vista que los primeros hidrocarburos que se quedan, son los ms pesados. Lo

que significa que el fluido que alcanza la superficie lo hace sin, una gran

cantidad de los elementos pesados. Adems, por el hecho que los hidrocarburos

pesados se acumulen en la formacin obstaculizan el libre desplazamiento del

fluido, en su viaje hacia la superficie. En su camino al tanque de

almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reduccin de presin y

temperatura penetrando rpidamente en la regin de dos fases para llegar a la

superficie con caractersticas bien especficas, las cuales permiten en

tratamiento del fluido. Existir lugares en la Repblica Bolivariana de

Venezuela, como es el Caso de Anaco, donde existen una gran cantidad de

estos yacimientos.

2.1.2.1.6. Gas Asociado

Este es un gas natural que se ha extrado de los yacimientos junto con el

petrleo, partiendo del postulado que donde hay petrleo, hay gas. Ms del 90%

de las reservas de gas natural del pas es de gas asociado. Se considera que en

los yacimientos se forman capas de gas.


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2.1.2.1.7. Gas No Asociado

Este es un gas que solo est unido con agua en yacimientos de gas seco. En los

yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa

a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en algunas

oportunidades se forma una pequea cantidad de lquidos, la cual no es superior

a diez barriles normales de hidrocarburos lquido por milln de pies cbicos

normales de gas (10 BN/ MM PCN). El gas est compuesto principalmente por

metano (C1), compuesto que alcanza una concentracin porcentual mayor a

90%, con pequeas cantidades de pentanos y compuestos ms pesados (C5+

1%. La obtencin de lquidos del gas producido solo se alcanza a temperaturas

criognicas.

2.1.2.1.8. Gas Hidratado

Este es un gas que tiene ms de siete libras de agua por cada milln de pies

cbicos normales de gas (7 lb de Agua/MMPCN, lo que indica que el gas

deber de ser sometido al proceso de deshidratacin, para poder

comercializarlo.

2.1.2.1.9. Gas Anhdrido

Este es un gas que no tiene menos cantidad de vapor de agua, que la

clasificacin de gas hidratado.


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2.1.2.2. Componentes del Gas

El componente predominante del gas natural es el metano con cantidades ms

pequeas de otros hidrocarburos. La siguiente tabla brinda ejemplos de algunos

pocos componentes comunes del gas natural y su fase y uso luego del tratamiento.

Cuadro 2-1. Componentes Hidrocarburos

COMPONENTE FORMULA QUIMICA USO

Metano CH4 Reserva de alimentacin

qumica y de combustible. Existe como gas

Etano C2H6

Mezclado con metano, como combustible gaseoso y solo

como reserva de alimentacin qumica. Existe como gas.

Propano C3H8

Reserva de alimentacin qumica o combustible lquido. Se requiere almacenamiento

de presin.

Butano C4H10

Reserva de alimentacin qumica o combustible lquido. Se requiere almacenamiento

de presin.

Pentano C5H12 Componentes de condensado.

No se requiere almacenamiento de presin.

Hexano C6H14 Componentes de condensado.

No se requiere almacenamiento de presin.

Fuente: Arenas, C. (2010). Documento otorgado: Deshidratacin del gas mediante absorcin y adsorcin


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Cuadro 2-2. Componentes No Hidrocarburos

COMPONENTE FORMULA QUIMICA USO

Sulfuro de hidrogeno (gas acido)

H2S Componente de gas venenoso

del gas natural. Removido y convertido a azufre elemental.

Dixido de carbono (gas acido) CO2

Removido del gas natural si se encuentra en exceso con

respecto a las especificaciones de venta.

Nitrgeno N2

Normalmente no removido. Gas inerte sin valor de

calentamiento en el gas natural.

Agua H2O Removida por especificacin

de venta.


Los pentanos y los hexanos se muestran en la tabla como componentes de

condensado. El condensado tambin incluye lquidos ms pesados que el hexano.

Los butanos tambin pueden estar presentes en el condensado.

El gas entonces, tanto proveniente de produccin asociada con petrleo como el

producido por pozos gasferos, no debe ser utilizado como combustible sin

previamente extraerle los hidrocarburos pesados (lquidos), debido a que el gas se

encuentra saturado en agua y contiene adems otros hidrocarburos lquidos que lo

convierten en un flujo bifsico con la posterior interferencia tanto en el transporte

como en su utilizacin.

El gas natural de pozos gasferos tal como se lo recibe en la separacin, es una

mezcla de hidrocarburos de diferentes encadenamientos cuyo principal

componente es el metano (80 al 90%) y el resto puede llegar a tener componentes

hasta el orden de C8.


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Adems es probable que se encuentre saturado en agua. Para mayor claridad se

puede decir que el gas obtenido puede no tener ningn liquido bajo ciertas

condiciones de presin y temperatura y ese mismo gas, dentro de las lneas de

consumo en la operacin, puede contener tanta cantidad de agua y/o gasolina que

presenta serias dificultades para ser usado, particularmente en reas con inviernos

muy fros.

Lo que ocurre se explica si se considera el cambio de estado de los hidrocarburos

livianos, ante variaciones de las condiciones de presin y temperatura a las que se

ve sometida.

Como ejemplo grfico, se observa claramente el comportamiento de los posibles

componentes de la mezcla, a presin constante de una atmosfrica, si la

temperatura es considerada la variable.

Cuadro 2-3. Temperaturas de Ebullicin a presin de una atmosfera

GAS C F

Metano C1 -161,51 -258,72

Etano C2 -88,59 -127,46

Propano C3 -43,07 -43,73

Iso-Butano iC4 -11,79 10,78

Normal-Butano nC4 -0,51 31,08

Iso-Pentano iC5 27,83 82,09

Normal-Pentano nC5 36,05 96,89

Hexanos nC6 68,72 155,70

Heptanos nC7 98,37 209,07

Octanos nC8 125,65 258,17

Nonanos nC9 150,78 303,40

Decanos nC10 174,11 345,40

Nitrgeno N2 -195,80 -320,44

Dixido de Carbono CO2 -78,46 -109,23

Sulfuro de Hidrogeno SH2 -60,27 -76,49

Oxigeno O2 -182,95 -297,32

Vapor de Agua H2O 99,97 211,95

Aire -194,34 -317,81



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Se han resaltado en rojo, los componentes que podran cambiar de estado, ante

una simple variacin de la temperatura ambiente. Se han resaltado en verde, los

componentes que, en condiciones normales atmosfricas se encontraran en

estado gaseoso; y en negro en estado lquido.

Al lquido condensado se lo llama gasolina, elemento comercial y muy til,

siempre que este separado del gas, del agua y estabilizado.

En mayor o menor medida, el gas producido se encuentra conteniendo agua, y

mediante la siguiente tabla puede estimarse la cantidad de agua a distintas

presiones y temperaturas. Se determina en Libras por MMCFD (milln de pies

cbicos da).

En estas condiciones es previsible que se sucedan inconvenientes de transporte y

consumo, que consecuentemente traern aparejados grandes perjuicios de carcter

operativo. Se plantea entonces la necesidad de su acondicionamiento.

En yacimientos extensos, el acondicionamiento del gas se comienza a realizar en

el propio campo, antes de su arribo a las plantas de tratamiento. En los que las

distancias son menores, la tarea normalmente se centraliza en las instalaciones de

tratamiento.


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2.1.2.3. Impurezas del Gas Natural

Las principales impurezas son:

Sulfuro de Hidrgeno

(H2S)

Monxido de Carbono

(C0)

Dixido de Carbono (C02)

Sulfuro de Carbonilo

(C0S)

Disulfuro de Carbono

(CS2)

Mercaptanos (RSH)

Nitrgeno (N2)

Agua (H20)

Oxgeno (02)

Mercurio (Hg)

En forma global los yacimientos se pueden clasificar sobre la base de la mezcla de

hidrocarburos que contienen, mezcla que fcilmente se puede obtener a travs de

los anlisis cromatogrficos, y una vez obtenida la composicin de la mezcla, se

puede realizar la clasificacin de los yacimientos, prcticamente con una alta

precisin y exactitud. En relacin a ello, existen Yacimientos de Gas, los cuales a

su vez se clasifican en (Gas Seco o Gas Pobre, Gas Hmedo o Gas Rico y Gas

Condensado). Los trminos gas pobre y gas rico se utilizan para indicar la

cantidad de hidrocarburos lquidos que pueden producir. Luego se supone que un

gas pobre, produce muy poco o nada de hidrocarburos lquidos, mientras que los

yacimientos de gas rico producen mayores cantidades de hidrocarburos lquidos, y

por lo tanto pueden ser explotados, para producir lquidos. Tambin se tiene.

Yacimientos de Petrleo, estos su vez se clasifican en Petrleo de Alta Volatilidad

que son Cuasi crtico, y Petrleo de Baja Volatilidad, que son (Petrleo Negro).

Este grupo s subclasifica en (Livianos; Medianos, Pesados y Extra pesado).


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2.1.2.4. Comportamiento de Fases

En la Industria Petrolera, el estudio del comportamiento de fases de fluidos es

importante a la hora de la descripcin y determinacin de las propiedades de los

mismos. Pero antes de sumergirse completamente en temas como tipos de pruebas

realizadas para estudiar dichos comportamientos es necesario conocer algunos

fundamentos bsicos.

Figura 2-1. Diagrama de fases Presin vs. Temperatura

Fuente: Blog La Comunidad Petrolera. Comportamiento de Fases. < http://industria- petrolera.blogspot.com/2009/03/comportamiento-de-fases-conceptos.html>


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Puntos de Burbujeo: Puntos en los cuales existe fase liquida con una

parte infinitesimal de gas.

Puntos de Roci: Puntos en los cuales existe fase gaseosa con una parte

infinitesimal de lquido.

Presin Cricondentrmica: Mxima temperatura en la cual coexisten

equilibradamente la fase liquida y la fase gaseosa.

Condensacin Retrograda: Puede ser expresada desde dos pticas, la

condensacin de lquido durante expansin de gas a temperatura constante

o bien la condensacin de lquido durante calentamiento de gas a presin

constante.

Punto Crtico: Punto en el cual convergen las curvas de roci y burbujeo.

Como se puede notar en el diagrama de fases presentado anteriormente existen

diversos tipos de yacimientos reflejados en el grfico, se explicaran a

continuacin cada uno de ellos con el fin de poder diferenciarlos con mayor

facilidad.


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2.1.2.5. Tipos de Yacimientos

2.1.2.5.1. Yacimiento de Gas Seco

Son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene

gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, generalmente la composicin

del hidrocarburo presente en este tipo de yacimientos posee alrededor de 90%

de gas metano (C1) y la temperatura en yacimiento excede la temperatura

Cricondentrmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensacin

retrgrada.

Figura 2-2. Diagrama de fases PT para un Gas Seco

Fuente: Blog La Comunidad Petrolera. Comportamiento de Fases.


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2.1.2.5.2. Yacimiento de Gas Hmedo

Se definen como todos aquellos reservorios en los cuales la mezcla de

hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento pero en superficie entra

en la zona bifsica. En este tipo de yacimientos la temperatura presente es

superior a la temperatura cricondentrmica, la relacin gas-petrleo de

produccin est entre 60 y 100 MMPC/Bbl (Millones de Pies Cbicos sobre

Barriles), el lquido producido es incoloro (observado en superficie) y

presenta una gravedad API mayor a 60.

Figura 2-3. Diagrama de fases PT para un Gas Hmedo



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2.1.2.5.3. Yacimiento de Gas Condensado (Retrgrados)

Son reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa o

en punto de roco a condiciones iniciales de yacimientos pero luego al entrar

en la regin bifsica presenta condensacin retrgrada durante la reduccin de

la presin a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturacin

de lquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos la temperatura

presente se encuentra entre la temperatura crtica y la temperatura

cricondentrmica, relacin gas-petrleo de produccin se encuentra entre

5000 y 10000 PC/Bbl (Pies Cbicos sobre Barriles), el lquido producido

puede ser incoloro, amarillo o rara vez negro y presenta una gravedad API

entre 40 y 60.

Figura 2-4. Diagrama de fases para un Gas condensado



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2.1.2.6. Subproductos del Gas Natural

Los principales subproductos son:

2.1.2.6.1. Gas Natural Licuado (GNL)

El gas natural que se obtiene principalmente en los separadores y en el

proceso de extraccin de los lquidos del gas natural, est constituido

principalmente por Metano, con proporciones variables de otros

hidrocarburos y de contaminantes diversos El (GNL) es un gas residual

formado principalmente por Metano (C1) lquido. El proceso se logra a una

temperatura de (260F). Bajo estas condiciones el Metano ocupa un volumen

600 veces menor que el que ocupara en estado gaseoso, lo cual permite su

transporte en barcos especialmente acondicionados denominados

metaneros: Dado lo variable de la magnitud de las inversiones requeridas en

el campo del (LGN) y de las diferentes tecnologas de produccin de

subproducto. La gama de oportunidades para la produccin de Gas Natural

Licuado (GNL) es amplia y ofrece indudables atractivos econmicos y

tecnolgicos.

2.1.2.6.2. Lquidos del Gas Natural (LGN)

Estos compuestos son hidrocarburos con enlace simple de carbono, los cuales

bien sea por la alta presin o baja temperatura, pueden ser mantenidos en

estado lquido. Esta caracterstica permite que sean almacenados y

transportados de manera fcil y eficiente. Asimismo su capacidad como

fuente de energa o de insumo como materia prima para la obtencin de

hidrocarburos ms complejos hace que los Lquidos del Gas Natural (LGN)

tengan una alta cotizacin del mercado nacional e internacional.

Se consideran que en los (LGN), se encuentran presentes los compuestas

Etano: (C2), Propano (C3) y Butanos (C4), los cuales son gas en condiciones


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atmosfricas. Tambin se encuentran presente el Pentano (C5), Gasolina

Natural, Residual y el Pentano y compuestos ms pesados (C5+), el cual es un

lquido en condiciones atmosfricas, por lo que permite su transporte en

forma lquida, y ser utilizado en su forma gaseosa, uno de los productos es:

1) Gasolina Natural (GN)

Este es un producto de bajo peso especfico, separado del gas hmedo en

forma de vapor; condensado. La gasolina natural se obtiene por absorcin

con carbn vegetal, compresin y absorcin en un aceite mineral se puede

llegar a recuperar 700 litros de gasolina natural, por cada 1000 metros

cbicos de gas natural procesados (700 L/1000 m3). La GN es en general un

compuesto constituido por una mezcla de hidrocarburos de composicin

desde el Pentano (C5) hasta el Heptanos y compuestos ms pesados (C7+),

estos permanecen en estado lquido a presin y temperatura atmosfrica. En

general se puede sealar que la gasolina natural es una mezcla de

hidrocarburos lquidos conformada por compuesto que contienen entre

cinco y nueve carbonos, se produce a travs de varios procesos de

destilacin fraccionada del petrleo, la condensacin o la adsorcin de gas

natural, la descomposicin trmica o cataltica del petrleo o sus fracciones,

la hidrogenacin del gasgeno o carbn, o a travs de la polimerizacin de

hidrocarburos de bajo peso molecular.

2.1.2.7. Utilizacin de los Lquidos del Gas Natural

Los Lquidos del Gas Natural (LGN) pueden ser utilizados como fuente de

energa o como combustible para ser utilizado en las cocinas de los hogares, en

procesos comerciales, industriales o en los vehculos automotores. Tambin

pueden ser utilizados como aditivo para ciertos procesos industriales o como

materia prima para la obtencin de otros hidrocarburos.


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2.1.2.7.1. Gas Licuado de Petrleo (GLP)

Este compuesto es una mezcla de diferentes hidrocarburos livianos

constituidos principalmente por propano (C3) y sus derivados, y butano (C4)

y compuestos derivados de estos, en proporciones variables y que en

condiciones normales es gaseosa y al comprimirla pasa al estado lquida.

Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refineras

especialmente en plantas de ruptura cataltica. Esta mezcla tambin llamada

GLP (en ingls LPG), capaz de ser almacenada y transportada en forma

lquida bajo presin en bombonas, de uso muy variado: domstico, industrial,

qumico como combustible. Se considera como materia prima para la

petroqumica, con la composicin indicada, o compuesta predominantemente

de propileno o butilenos Con esta mezcla hay que tener ciertos cuidados, ya

que este producto en estado gaseoso puede causar asfixia simple y deprimir el

sistema nervioso central. En estado lquido puede provocar quemaduras que

provocadas por congelamiento e irritacin de la piel. Tambin por contener

compuestos de azufre, como mercaptanos, el cual se le adiciona como

odorizante para identificar escapes, se deben tener ciertas precauciones ya que

el azufre puede tambin ser txico.

2.1.3. Efectos de la Presencia de Agua

El gas natural, como est producido, contiene normalmente vapor de agua. El agua

deber ser removida a un punto tpico de un contenido de 7 lb/MMpcn para la

mayora de los sistemas de transmisin de gas a puntos de condensacin al menos

de -150F de un tratamiento aguas arriba de equipos criognicos. El retiro del agua, o

deshidratacin, se realiza para prevenir la formacin de hidrato o corrosin en la

recoleccin de gas, sistema de transmisin o planta de tratamiento, como se presenta

en la Figura siguiente.


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En Lneas de Flujo: Formacin de hidratos ya que es una de las condiciones

fundamentales para que se forme adems de la presencia de hidrocarburos y

condiciones adecuadas de presin y temperatura (altas y bajas respectivamente),

corrosin por la presencia de oxgeno, y agua libre que debe retirarse del gas. El agua

lquida se remueve con el equipo adecuado, el agua remanente, en estado de vapor,

debe reducirse de manera que el gas alcance las especificaciones requeridas, es decir

un valor de 6lbs agua/MMpcn.

Figura 2-5. Efectos de la Presencia de Agua en el Gas Natural

Fuente: Prada Katherine, Ramrez Juan Pablo & Rueda Luz Adriana. "Deshidratacin del Gas Natural por Adsorcin". Universidad Industrial de Santander (Bucaramanga 2011)

Presencia de Agua

Lineas de Flujo

Hidratos

Corrosion

Agua Libre

Productos

Transporte (RUT)

Poder Calorifico

Recobro de Hidrocarburos

Procesos Criogenicos


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Figura 2-6. Hidratos en lneas de flujo

Fuente: Prada Katherine, Ramrez Juan Pablo & Rueda Luz Adriana. "Deshidratacin del Gas Natural por Adsorcin". Universidad Industrial de Santander (Bucaramanga 2011)

En Productos: Debe cumplirse con el valor mnimo permisible establecido por el

RUT [1]

, especificacin de transporte de gas en tuberas y debe retirarse el contenido

de agua ya que disminuye el poder calorfico del gas.

En el Recobro de Lquidos: Ya que los procesos implicados se llevan a cabo a

valores de temperaturas criognicas, por ejemplo, recuperacin de etanol, lo cual

requiere de que el gas natural ingrese al menor valor posible de contenido de agua

como vapor de agua.

1 RUT (Reglamento nico de Transporte)


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2.1.4. Contenido de Agua en el Gas Natural

Es normal que, en el gas natural exista agua en estado de vapor, la cantidad que los

hidrocarburos gaseosos pueden transportar se mide con equipos adecuados llamados

medidores del punto de roci. Es obvio que este parmetro se puede referir tanto a

los hidrocarburos lquidos, como al agua.

La presin y/o temperatura del hidrocarburo incide en la cantidad de agua que puede

retener; as, a presin constante, a medida que se enfra un volumen dado de gas

natural, su capacidad de retencin disminuye. La Figura 2-7 [2]

, nos muestra la

cantidad de agua que puede retener el gas natural saturado a diversas condiciones de

presin y temperatura.

Al analizar brevemente esta figura se pueden conocer los parmetros principales que

gobiernan la presencia de agua en el gas. Hagamos algunas consideraciones:

2 GPSA Engineering Data Book, 12th ed., Section 20, pg. 20-4


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1. La grafica permite conocer el contenido de agua que transporta el gas,

siempre que est completamente saturado. Se mide en libras por cada milln

de pies cbicos de gas a condiciones normales [3]

, a la presin y temperatura

a la cual se encuentre la mezcla de hidrocarburos.

Figura 2-7. Contenido de Agua en los Hidrocarburos

Fuente: Gas Processors Supply Associations (GPSA), Engineering Data Book, Section 20 Dehydration, 12th. Ed.

3 Condiciones normales: Presin = 14,7 & Temperatura = 60F


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2. Este contenido de agua se refiere al gas dulce [4] y puede ser corregido por

efectos de la gravedad del gas y el contenido de sales.

Figura 2-8. Contenido de Agua en el Gas Natural Dulce, segn J.M. Campbell

Fuente: Campbell John M., Gas Conditioning and Processing, Volume 1: The Basic Principles, 7th. Ed.

4 Gas dulce: Sin CO2 ni H2S


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3. El llamado grafico de Mc Ketta, tiene una lnea indicativa de las condiciones

de presin y temperatura por debajo de las cuales se puede esperar la

formacin de hidratos. Lgicamente si el gas esta deshidratado esta

prediccin debes ser aplicada cuidadosamente.

Cuadro 2-4. Correlacin de R. Bukacek para Calcular el Contenido de Agua en el Gas

TEMP. A B TEMP. A B TEMP. A B

(F) (F) (F)

-40 131 0,22 72 18.500 7,85 184 390.000 79,90

-38 147 0,24 74 19.700 8,25 186 407.000 82,70

-36 165 0,26 76 21.100 8,67 188 425.000 85,80

-34 184 0,28 78 22.500 9,11 190 443.000 88,40

-32 206 0,30 80 24.100 9,57 192 463.000 91,40

-30 230 0,33 82 25.706 10,00 194 483.000 94,80

-28 256 0,36 84 27.400 10,50 196 504.000 97,70

-26 285 0,39 86 29.200 11,10 198 525.000 101,00

-24 317 0,42 88 31.100 11,60 200 547.000 104,00

-22 352 0,45 90 33.200 12,20 202 576.000 108,00

-20 390 0,48 92 35.300 12,70 204 594.000 111,00

-18 434 0,52 94 37.500 13,30 206 619.000 115,00

-16 479 0,56 96 39.900 14,00 208 644.000 119,00

-14 530 0,60 98 42.400 14,60 210 671.000 122,00

-12 586 0,64 100 45.100 15,30 212 698.000 126,00

-10 648 0,69 102 47.900 16,00 214 725.000 130,00

-8 714 0,74 104 50.800 16,70 216 754.000 13,00

-6 786 0,79 106 53.900 17,50 218 785.000 139,00

-4 866 0,85 108 57.100 18,30 220 816.000 143,00

-2 950 0,91 110 60.500 19,10 222 848.000 148,00

0 1.050 0,97 112 64.100 20,00 224 881.000 152,00

2 1.150 1,04 114 67.900 20,90 226 915.000 157,00

4 1.260 1,11 116 71.800 21,80 228 950.000 162,00

6 1.380 1,19 118 76.000 22,70 230 987.000 166,00

8 1.510 1,27 120 80.400 23,70 232 1.020.000 171,00

10 1.650 1,35 122 84.900 24,70 234 1.060.000 177,00

12 1.810 1,44 124 89.700 25,80 236 1.100.000 182,00

14 1.970 1,54 126 94.700 26,90 238 1.140.000 187,00

Fuente: Marcas J. Martnez. Ingeniera de gas, principios y aplicaciones. Deshidratacin del Gas Natural


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Continuacin Cuadro 2-4. Correlacin de R. Bukacek para Calcular el Contenido de Agua en el Gas

TEMP. A B TEMP. A B TEMP. A B

(F) (F) (F)

16 2.150 1,64 128 100.000 28,00 240 1.190.000 192,00

18 2.350 1,74 130 106.000 29,10 242 1.230.000 198,00

20 2.560 1,85 132 111.000 30,30 244 1.270.000 204,00

22 2.780 1,97 134 117.000 31,60 246 1.320.000 210,00

24 3.030 2,09 136 124.000 32,90 248 1.370.000 216,00

26 3.290 2,22 138 130.000 34,20 250 1.420.000 222,00

28 3.570 2,36 140 137.000 35,60 252 1.470.000 229,00

30 3.880 2,50 142 144.000 37,00 254 1.520.000 235,00

32 4.210 2,65 144 152.000 38,50 256 1.570.000 242,00

34 4.560 2,81 146 160.000 40,00 258 1.630.000 248,00

36 4.940 2,98 148 168.000 41,60 260 1.680.000 255,00

38 5.350 3,16 150 177.000 43,20 280 2.340.000 333,00

40 5.780 3,34 152 186.000 44,90 300 3.180.000 430,00

42 6.240 3,54 154 195.000 46,60 320 4.260.000 548,00

44 6.740 3,74 156 205.000 48,40 340 5.610.000 692,00

46 7.280 3,96 158 215.000 50,20 360 7.270.000 869,00

48 7.850 4,18 160 225.000 52,10 380 9.300.000 1090,00

50 8.460 4,42 162 236.000 54,10 400 11.700.000 1360,00

52 9.110 4,66 164 248.000 56,10 420 14.700.000 1700,00

54 9.800 4,92 166 259.000 58,20 440 18.100.000 2130,00

56 10.500 5,19 168 272.000 60,30 460 22.200.000 2550,00

58 11.300 5,48 170 285.000 62,50

60 12.200 5,77 172 298.000 64,80

62 13.100 6,08 174 312.000 67,10

64 14.000 6,41 176 326.000 69,50

66 15.000 6,74 178 341.000 72,00

68 16.100 7,10 180 357.000 74,80

70 17.200 7,17 182 372.000 77,20



de Gran Chaco



Si se trata de un gas que contenga CO2 y H2S, es necesario corregir el contenido de

agua por el efecto de la acidez.

Dnde:

WcGA = Contenido vapor de agua en el gas acido.

YHCS = Fraccin molar de los hidrocarburos en el gas.

WcHCS = Contenido de agua en el gas natural dulce.

YCO2 = Fraccin molar del dixido de carbono en el gas.

WcCO2 = Contenido de agua en el CO2, en estado puro.

YH2S = Fraccin molar del H2S en estado puro.


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2.1.5. Hidratos

Los hidratos son compuestos solidos que se forman como cristales, tomando

apariencia de nieve, se forman por una reaccin entre el gas natural y el agua y su

composicin es aproximadamente un 10% de hidrocarburos y un 90% de agua. Su

gravedad especfica es de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los

hidrocarburos lquidos.

La formacin de hidratos en el gas natural ocurrir si existe agua libre y se enfra el

gas por debajo de la temperatura llamada de formacin de hidratos.

La Figura 2-7 [5]

, permite estimar las condiciones de temperatura y presin a las

cuales diferentes gases que contengan agua en estado de vapor podran formar

hidratos. Existen otras figuras que permiten predecir las condiciones a las cuales se

pueden generar esos problemas.

La Figura 2-9, presenta la curva ms comnmente utilizada para predecir la

formacin de hidratos. Desglosa la gravedad especfica del gas, en funcin de la

presin y la temperatura a la cual se precipitan estos solidos [6]

. Volviendo a la

muestra que hasta ahora hemos mencionado, una corriente de gas a 1000 lpca,

tendra riesgo de formacin de hidratos a partir de 68F, si se trata de un

hidrocarburo pesado de gravedad especifica = 1,0. Gases ms livianos

experimentaran la formacin de hidratos a temperatura ms bajas. Por ejemplo, si se

trata de metano puro, el problema aparecera a los 48F.

La curva presentada en la Figura 2-10[7]

, no arroja resultados ms exactos, no

obstante, permite hacer la prediccin correspondiente mediante el uso de la ecuacin

que acompaa al grfico. Los programadores consiguen en esta ecuacin una forma

sencilla de obtener la respuesta.

5 GPSA Engineering Data Book. Section 20, Dehydration. Pg. 20-4, Fig. 20-3.

6 GPSA Engineering Data Book. Section 20, Dehydration. Pg. 20-8, Fig. 20-13.

7 Marcas J. Martnez. Deshidratacin del Gas Natural. Ref. No. 10, Pg. No. 97


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Figura 2-9. Curvas de presin-temperatura para predecir la formacin de hidratos



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Figura 2-10. Temperatura a la cual se forman hidratos


2.1.5.1. Control de Hidratos

En aquellas situaciones donde los clculos predicen la formacin de hidratos, ello

puede evitarse removiendo el agua del gas o del lquido antes del enfriamiento de

los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podran aparecer los

problemas mediante el uso de un inhibidor que se mezcle con el agua que se ha

condensado.


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2.1.5.2. Condiciones para la Formacin de Hidratos

El gas natural est asociado normalmente con el agua en forma de vapor, a la

temperatura y presin a las cuales es transportado en la tubera.

Los hidratos son cristales formados por la combinacin de agua con hidrocarburos

livianos (butanos, propano, etano y metano) y/o gases cidos (CO2 y H2S) a las

siguientes condiciones:

2.1.5.2.1. Condiciones Principales

Baja temperatura.

Alta presin.

Gas con agua libre o cerca del punto de roci.

2.1.5.2.2. Condiciones Secundarias

Alta velocidad.

Cualquier agitacin.

Pulsaciones de presin.

Introduccin de cristales de hidratos.

La presencia de termo pozos o escamas en la tubera.

Los motivos para evitar la formacin de hidratos son:

Prevenir el taponamiento de las tuberas de transmisin debido a los

procesos fros (descensos de las temperaturas).

Prevenir la corrosin de la tubera.

Obtener el punto de roco requerido para la venta de gas equivalente a

7 lbs/MMpcn.


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2.1.6. Tcnicas de Deshidratacin del Gas Natural

La deshidratacin del gas natural puede hacerse con los siguientes procesos:

Figura 2-11. Tcnicas de Deshidratacin del Gas Natural

Fuente: En base a: Marcas J. Martnez. Ingeniera de gas, principios y aplicaciones. Deshidratacin del Gas Natural

Adsorcin; utilizando un slido que absorbe el agua especficamente, como

el tamiz molecular (molecular sieves), gel de slice (Slica gel) y aluminatos.

Absorcin; usando un lquido higroscpico como el glicol.

Inyeccin; bombeando un lquido reductor del punto de roco, como el

metanol.

Expansin; reduciendo la presin del gas con vlvulas de expansin y luego

separando la fase liquida que se forma.

TCNICAS

Absorcin

Glicoles

EG

DEG

TEG

TREG

Inyeccin Metanol

Adsorcin

Geles de Silicato

Alumina Activada

Tamiz Molecular

Expansin


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Los procesos de deshidratacin para retirar el contenido de agua del gas natural estn

basados en una combinacin de factores como:

Especificacin del contenido de agua mxima

Contenido de agua inicial

Caractersticas del proceso

Disposicin de la operacin

Factores econmicos


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2.1.7. Deshidratacin por Adsorcin con Tamices

El sistema de deshidratacin por desecantes slidos se basa en el principio de

adsorcin. La adsorcin involucra una forma de adhesin entre la superficie del

slido y el vapor de agua del gas. El agua forma una pelcula extremadamente

delgada que est sujeta a la superficie del desecante por fuerzas de atraccin, pero no

hay reaccin qumica.

Los deshidratadores slidos son tpicamente ms efectivos que los deshidratadores

con glicoles, ya que pueden secar un gas hasta menos de 0,1 ppmV (0,05 lb/106

pie3). Sin embargo, para reducir el tamao de los deshidratadores slidos, suele

utilizarse una unidad de deshidratacin por glicol para remover el grueso de agua. La

unidad de glicol puede reducir el contenido de agua hasta alrededor de 60 ppmV.

El uso de deshidratadores por desecantes como alternativa a los deshidratadores por

glicol puede originar beneficios econmicos y ambientales significativos, incluyendo

la reduccin del costo de capital, costos de mantenimiento, y menor emisin de

componentes voltiles orgnicos y contaminantes peligrosos.

Los desecantes comerciales ms comunes utilizados en deshidratadores de lecho seco

son el gel de slice, tamices moleculares, y almina activada.

El gel de slice (nombre genrico de un gel manufacturado a partir de cido sulfrico

y silicato de sodio) es ampliamente utilizado como desecante. Se caracteriza por lo

siguiente:

Es el ms adecuado para la deshidratacin normal del gas natural.

Se regenera ms fcilmente que los tamices moleculares.

Tiene mayor capacidad de agua, puede absorber ms del 45% de su peso en

agua.

Cuesta menos que un tamiz molecular.

Es capaz de lograr puntos de roco menores a -140 C.


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Los tamices moleculares son almino silicatos de metales alcalinos que comprenden

una red tridimensional interconectada de slice y almina tetradricas. La estructura

es una arreglo de cavidades conectadas por poros uniformes con dimetros que van

desde 3 a 10 . Sus caractersticas son:

Es capaz de deshidratar hasta contenidos menores a 0,1 ppm de agua.

Es la eleccin casi obligada para la deshidratacin previa a los procesos

criognicos (recuperacin LGN).

Excelente para la remocin de H2S, CO2, deshidratacin, deshidratacin a

alta temperatura, hidrocarburos lquidos pesados, y eliminacin altamente

selectiva.

Ms caro que el gel de slice, pero ofrece mejor deshidratacin.

Requiere temperaturas ms altas de regeneracin, por lo tanto tienen mayor

costo operativo

Hay varios tipos de almina disponibles para uso como desecante slido. La

almina activada es una forma natural o fabricada del xido de aluminio que se

activa por calentamiento. Se utiliza ampliamente en la deshidratacin de gas y

lquidos y si se aplica apropiadamente pueden producir puntos de roco por debajo

de -158F. Se requiere menos calor para regenerar almina que los tamices

moleculares, y las temperaturas de regeneracin son menores. Sin embargo, los

tamices moleculares dan menores puntos de roco de agua.

Debe notarse que ningn desecante es perfecto o el mejor para todas las

aplicaciones. En algunas aplicaciones la eleccin del desecante est determinada

principalmente por razones econmicas. Otras veces las condiciones del proceso

controlan la eleccin del desecante.


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Cuadro 2-5. Propiedades comerciales de la Slica gel, Almina activada y Tamiz molecular 4A

PROPIEDADES SILICA GEL ALUMINA ACTIVADA TAMIZ MOLECULAR 4A

Forma Esfrica Esfrica Pellets (cilindros de extrusin) y Beads

Densidad Aparente, lb/pie3 49 48 40 45

Tamao de las partculas 4 8 mesh 5 2 mm

7 14 mesh, 1/8-pulg, 3/16-pulg. De dimetro (3-mm, 5-mm, 6-mm)

1/16-pulg, 1/8-pulg, 1/4-pulg. Dimetro del

cilindro (1,6-mm, 3,2-mm, 6-mm)

Porcentaje de vacos en el Lecho empacado

35 35 35

Calor especifico, BTU/lb/F 0,25 0,24 0,24

rea de la Superficie, m2/gr 650 750 325 360 600 800

Volumen de los poros, cm

3/gr

0,36 0,5 0,28

Temperatura de Regeneracin

375 320 430 400 600

Dimetro promedio de los poros,

22 NA 3,4,5,10

Temperatura del Punto de Roco Mnima del Efluente, F

-80 -100 -150

Promedio mnimo del contenido de humedad del gas efluente

5 10 10 20 0,1

Fuente: Arthur J. Kidney y William R. Parrish. Fundamentals of Natural Gas Processing. 2006.

2.1.7.1. Sistema de Adsorcin en la Industria

Las plantas de procesamiento de gas, cuyo objetivo es recuperar LGN (lquidos

del gas natural), utilizan normalmente procesos a bajas temperaturas.

En estos casos, es necesario deshidratar el gas natural para que la planta pueda

operar sin peligro de formacin de solidos; la profundidad de la deshidratacin

depender del nivel de la temperatura del proceso, as, en un proceso criognico

donde se alcance un nivel de -125F, la cantidad de agua permisible ser de menos

de una libra por MMpcnd (Figura 2-7).

Diseo de la Unidad de Deshidratacin por Adsorcin con Tamiz Molecular para la Planta de Separacin de Lqui

diseño de la unidad de deshidratación por adsorción con tamiz molecular para la planta de...

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