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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA, CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICA

INSTITUTO DE INVESTIGACIÓN Y POSGRADO (IIP)

MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DEL GAS COMBUSTIBLE PROVENIENTE DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN SPF

(SOUTHERN PRODUCTION FACILITIES) PARA LOS GENERADORES WAUKESHA DE LA EMPRESA REPSOL-

BLOQUE 16

VIVIANA NATIVIDAD GUERRERO CANSECO

TUTOR: ING. JORGE MARCELO ALBUJA TORRES

Trabajo presentado como requisito parcial para la obtención del grado de:

MAGÍSTER EN PROCESOS INDUSTRIALES

Quito, Ecuador

2015

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/5/5e/Sellouce.JPEG

ii

DEDICATORIA

Dedicado a mis padres: Gloria María y Angel Porfirio.

iii

AGRADECIMIENTOS

Gratitud infinita a DIOS.

vi

CONTENIDO

PAG.

CAPITULO 1. REVISION BIBLIOGRÁFICA .................................................................... 1

1.1 ASPECTOS GENERALES DEL GAS NATURAL: ORIGEN, COMPOSICIÓN,

CARACTERÍSTICAS .................................................................................................... 1

1.1.1 Origen .................................................................................................................. 1

1.1.2 Composición ..................................................................................................... 3

1.1.3 Características ..................................................................................................... 4

1.2 GAS COMBUSTIBLE PARA MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA ............... 9

1.2.1 Poder calorífico ................................................................................................. 10

1.2.2 Indice de detonación.......................................................................................... 10

1.3 ESPECIFICACIONES DEL COMBUSTIBLE PARA MOTORES WAUKESHA.... 11

1.3.1 Composición...................................................................................................... 11

1.3.2 Poder calorífico ................................................................................................. 13

1.3.3 WKI (Fuel Waukesha Knock Index) ................................................................. 14

1.4 TECNOLOGÍAS PARA EL TRATAMIENTO DEL GAS COMBUSTIBLE ............ 15

1.4.1 Remocion de hidrocarburos condensables ........................................................ 16

1.4.2 Endulzamiento (remoción de gas ácido) ........................................................... 20

1.4.3 Deshidratacion ................................................................................................... 27

CAPITULO 2. PARTE EXPERIMENTAL ........................................................................ 35

2.1 ESTABLECIMIENTO DE LAS CARACTERÍSTICAS ACTUALES DEL GAS

COMBUSTIBLE: COMPOSICIÓN, PROPIEDADES ............................................... 35

2.2 LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN DEL SISTEMA ACTUAL DE GAS

COMBUSTIBLE EN SPF ............................................................................................ 37

2.2.1 Descripción del proceso de gas ......................................................................... 37

2.2.2 Layout................................................................................................................ 39

vii

2.2.3 Condiciones de diseño de los equipos actuales ................................................. 40

2.3 REVISIÓN INTEGRAL DEL SISTEMA ACTUAL DE GAS DESDE EL INGRESO

A LOS SCRUBBER DE GAS V-3013/15 HASTA LA ADMISIÓN DEL GAS

COMBUSTIBLE A LOS MOTORES WAUKESHA. SIMULACIÓN CON HYSYS 42

2.3.1 Balance de masa ................................................................................................ 45

2.3.2 Balance de energía ............................................................................................ 46

2.3.3 Resultados ......................................................................................................... 47

2.4 IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA

CALIDAD DEL GAS COMBUSTIBLE. SIMULACIÓN CON HYSYS ................ 48

2.4.1 Bases y criterios de diseño ................................................................................ 49

2.4.2 Balance de masa ................................................................................................ 59

2.4.3 Balance de energia ............................................................................................ 61

2.4.4 Resultados ......................................................................................................... 65

2.5 SELECCIÓN DE LA OPCIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA MÁS VIABLE ........... 69

2.5.1 Definición del esquema del proceso técnicamente viable ................................. 69

2.5.2 Estimación económica....................................................................................... 71

2.5.3 Evaluación económica....................................................................................... 71

CAPITULO 3. RESULTADOS Y DISCUSION ................................................................ 74

CAPITULO 4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................... 76

4.1 CONCLUSIONES ........................................................................................................ 76

4.2 RECOMENDACIONES .............................................................................................. 77

ABREVIATURAS .............................................................................................................. 78

GLOSARIO ......................................................................................................................... 79

BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................. 81

ANEXOS ............................................................................................................................. 83

viii

LISTADO DE TABLAS

PÁG

Tabla 1. Composición típica del gas natural antes de la refinación .................................... 4

Tabla 2. Propiedades generales del gas natural sin refinar .................................................. 5

Tabla 3. Valores referenciales de poder calorífico de varios combustibles ...................... 10

Tabla 4. Composición del gas natural estándar para motores Waukesha .......................... 13

Tabla 5. Propiedades del gas combustible para motores Waukesha ................................. 15

Tabla 6. Composición del gas a la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015 ................ 35

Tabla 7. Propiedades físicas del gas a la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015 ..... 36

Tabla 8. Composición del gas a la entrada de los generadores Waukesha ........................ 36

Tabla 9. Propiedades físicas del gas a la entrada de los generadores Waukesha .............. 37

Tabla 10. Temperatura ambiente de la zona ...................................................................... 38

Tabla 11. Presión barométrica de la zona .......................................................................... 38

Tabla 12. Humedad relativa de la zona ............................................................................. 38

Tabla 13. Temperatura, presión y caudal en los compresores C-3020/21/22.................... 41

Tabla 14. Temperatura, presión y caudal en los recipientes V-3013/15 ........................... 41

Tabla 15. Temperatura y presión de los recipientes V-3010/11/12 ................................... 41

Tabla 16. Composición del gas que ingresa a los scrubbers V-3013/15 y del gas que se

envía a los motores Waukesha .......................................................................... 45

Tabla 17. Flujos del sistema actual de gas, resultados de la simulación .......................... 46

Tabla 18. Carga térmica y potencia de los equipos del sistema actual de gas................... 46

Tabla 19. Presión, temperaturas y poder calorífico de las corrientes de gas, resultados de la

simulación del proceso actual ........................................................................... 47

Tabla 20. Flujos del sistema de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°1.... 59



Tabla 23. Composición del gas que ingresa al sistema y del que se envía a los generadores

Waukesha, resultado de la simulación a la Alternativa N°3 ............................. 61

Tabla 24. Potencia nominal de los equipos del sistema con la aplicación de la Alternativa

N°1 .................................................................................................................... 62

Tabla 25. Presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico inferior de las

corrientes de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°1 ................. 62

ix


N°2 .................................................................................................................... 63




N°3 .................................................................................................................... 64



Tabla 30. Consumo de gas de los Generadores Waukesha evaluando los escenarios: ideal,

actual y alternativas N°1, N°2 y N°3 ................................................................ 68

Tabla 31. Descripción e identificación de los equipos mayores del esquema propuesto . 69

Tabla 32. Resultados de la simulación para los equipos mayores .................................... 70

Tabla 33. Estimación económica de la Alternativa N°3 con un estimado de costo clase V

........................................................................................................................... 71

Tabla 34. Resultados de la evaluación técnica en los casos ideal, actual y la Alternativa N°

3 ......................................................................................................................... 71

Tabla 35. Valores promedio de manejo de fluido-energía (año 2014) ............................. 72

Tabla 36. Costo de producción con la variación de energía generada ............................. 73

Tabla 37. Cromatografía de la muestra de gas al ingreso al sistema de gas ...................... 84

Tabla 38. Cromatografía de la muestra de gas al ingreso a los generadores Waukesha ... 85

Tabla 39. Resultados de la corriente LIQ-1 ....................................................................... 86


Tabla 41. Resultados de la corriente GAS IN COM ......................................................... 92



Tabla 44. Resultados de la corriente LIQ-1 ..................................................................... 101





Tabla 49. Resultados de la corriente GAS IN. COMP .................................................... 116

Tabla 50. Resultados de la corriente GAS OUT INT.-1 ................................................. 119

Tabla 51. Resultados de la corriente GAS OUT ENF ..................................................... 122

x

Tabla 52. Resultados de la corriente GAS IN WAUKESHA.......................................... 125

xi

LISTADO DE FIGURAS

PAG.

Figura 1. Yacimientos no convencionales de gas ................................................................ 3

Figura 2. Diagrama Presión vs. Temperatura para una mezcla típica de gas natural .......... 8

Figura 3. Diagrama de flujo del proceso de refrigeración mecánica del gas ..................... 18

Figura 4. Esquema de la Planta J-T ................................................................................... 19

Figura 5. Diagrama de flujo de la planta de refrigeración criogénica .............................. 20

Figura 6. Correlación de presión–temperatura, McKetta y Wehe .................................... 28

Figura 7. Diagrama de flujo de deshidratación con TEG .................................................. 31

Figura 8. Esquema del proceso del gas combustible en SPF ............................................. 39

Figura 9. Layout del sistema actual de gas ........................................................................ 40

Figura 10. Esquema del sistema actual de gas................................................................... 44

Figura 11. Sistema de tratamiento típico de gas combustible ........................................... 48

Figura 12. Esquema de la Alternativa N°1 ........................................................................ 50

Figura 13. Esquema simulado del sistema de gas con la Alternativa N°1 ........................ 51





Figura 18. Envolvente de fases de la corriente GAS IN WAUKESHA ............................ 67

xii

LISTADO DE ANEXOS

PAG

ANEXO A. RESULTADO DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES ........................... 84

ANEXO B. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-ALTERNATIVA 1 ..... 86

ANEXO C. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-ALTERNATIVA 2 ..... 95

ANEXO D. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-ALTERNATIVA 3 .. 101

ANEXO E. RELACION DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE PARA EQUIPOS

WAUKESHA ............................................................................................. 127

ANEXO F. CALCULO DE CONSUMO DE GAS EN CADA GENERADOR

WAUKESHA ............................................................................................. 128

xiii

RESUMEN

MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DEL GAS COMBUSTIBLE PROVENIENTE

DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN SPF (SOUTHERN PRODUCTION

FACILITIES) PARA LOS GENERADORES WAUKESHA DE LA EMPRESA

REPSOL - BLOQUE 16

El objetivo del presente trabajo fue plantear una alternativa para mejorar la calidad

del gas combustible que se utiliza en los generadores Waukesha en SPF del

BLOQUE 16. Para el correcto funcionamiento, el fabricante de los generadores ha

establecido algunos parámetros de calidad que el combustible debe cumplir:

composición, punto de rocío, poder calorífico inferior.

El gas combustible es gas asociado a la producción de petróleo, el mismo que se

somete a un proceso de deshidratación. El gas separado del petróleo no sólo está

compuesto de hidrocarburos, también contiene agua, nitrógeno (N2) y dióxido de

carbono (CO2), siendo el agua la principal impureza a retirar. Además, para lograr

acondicionar el poder calorífico inferior del gas se planteó disminuir el contenido de

los hidrocarburos pesados presentes.

Se propusieron tres alternativas atendiendo a los parámetros requeridos del gas:

poder calorífico inferior y punto de rocío, las alternativas fueron simuladas en el

software HYSYS y se analizaron los resultados obtenidos para cada una,

seleccionando el planteamiento con el que se logró mejorar cualitativamente el

combustible gaseoso. A la propuesta elegida se realizó una estimación económica

para tener un valor aproximado de costos del proyecto.

La alternativa escogida aportó mejoras a todo el sistema de gas porque disminuyó

el contenido de agua e hidrocarburos pesados en el combustible obteniéndose un

poder calorífico inferior cercano al planeado y disminuyendo los posibles problemas

de corrosión en los equipos.

DESCRIPTORES: GAS COMBUSTIBLE/ TRATAMIENTO DE GAS/

GENERADORES WAUKESHA/ SIMULACIÓN DE PROCESOS/ PODER

CALORÍFICO/ TEMPERATURA DE ROCÍO/ ESTIMACIÓN DE COSTOS

xiv

ABSTRACT

IMPROVING THE QUALITY OF FUEL GAS FROM DEHYDRATION PROCESS

SPF (SOUTHERN PRODUCTION FACILITIES) FOR WAUKESHA

GENERATORS OF ENTERPRISE REPSOL - BLOCK 16

The objective of this study was to propose an alternative to improve the quality of

the fuel gas entering the Waukesha engines of SPF, BLOCK 16. For proper

operation, the engine manufacturer has established some quality parameters that

the fuel must satisfy: composition, dew point, lower heating value (LHV).

The fuel gas is associated with oil production; in the treatment plant, the oil have

been dehydrated. The separated gas from the oil is not only composed of

hydrocarbons, also there are water, nitrogen (N2) and carbon dioxide (CO2), the

water being the main impurity to remove. Furthermore, to achieve condition the

lower heating value of gas a proposal was been to decrease the heavy

hydrocarbons contained.

In response to the required quality parameters of gas, three alternative were

proposed. The proposals were simulate in the HYSYS software and the results

obtained for each one were look at, selecting the approach that achieved improve

qualitatively gas fuel. An economic estimate had been to proposal chosen for have

an approximate cost of the project.

The chosen alternative provided improvements to the gas system because

decreased the water content and heavy hydrocarbons in the fuel, achieving close to

projected lower heating and reducing possible corrosion problems in equipment.

KEYWORDS: FUEL GAS / GAS TREATMENT / WAUKESHA ENGINES /

PROCESS SIMULATION / CALORIFIC POWER / TEMPERATURE DEW / COST

ESTIMATION

1

CAPITULO 1. REVISION BIBLIOGRÁFICA

1.1 ASPECTOS GENERALES DEL GAS NATURAL: ORIGEN,

COMPOSICIÓN, CARACTERÍSTICAS

El gas natural es un combustible fósil gaseoso, considerado como uno de los más

limpios, seguros y usados de todos los recursos energéticos, además ofrece

importantes beneficios ambientales en comparación con otros combustibles fósiles.

1.1.1 ORIGEN

El gas natural existe en la naturaleza; en reservorios rocosos de las capas de la

Tierra y también disuelto en hidrocarburos más pesados y agua.

El gas natural se produce por la degradación de materia orgánica acumulada

durante millones de años en el fondo del mar o en cuencas sedimentarias que

posteriormente son enterradas y sometidas a altas presiones. Los principales

mecanismos responsables de la degradación de la materia orgánica son: biogénico

y termogénico.

El gas biogénico, se forma en capas terrestres poco profundas (<1 000 metros),

carentes de oxígeno y temperaturas entre 60 y 70ºC a través de la

descomposición del material orgánico sedimentario causada por bacterias

anaerobias que rompen químicamente la estructura de la materia orgánica

generándose principalmente metano (99%).

El gas termogénico, se forma en las capas geológicas más profundas (1 000 –

4 000 metros) en donde se tienen altas temperaturas y presiones que rompen

las cadenas pesadas de carbono dando origen a otras más ligeras (gas natural).

El gas termogénico se forma a través de los siguientes procesos:

2

a) Descomposición térmica del material orgánico sedimentario en

hidrocarburos líquidos y gas. Este gas es co-genético con el crudo y se llama

gas “termogénico primario”.

b) Descomposición térmica del material orgánico sedimentario que resulta en

gas y residuo sólido llamado pirobitumen. El gas resultante se llama gas

“termogénico secundario”.

FUENTES DE GAS

Conocer el mecanismo de origen del gas natural es importante a fin de determinar

la presencia de hidrocarburos líquidos en la composición del gas. El gas natural

procedente de las formaciones geológicas se categoriza generalmente en tres

grupos:

1) Gas asociado.- Proviene de campos petrolíferos convencionales durante la

producción de petróleo crudo que es el producto principal.

2) Gas no asociado.- Proviene de campos convencionales de gas y es el

producto principal sin la presencia de petróleo líquido. Se denomina también

yacimiento de gas seco y se encuentra en rocas de alta permeabilidad.

3) Gas continuo.- Proviene de campos no convencionales y se halla en rocas de

baja permeabilidad.

Durante millones de años, en las eras paleozoica y mesozoica de la historia

geológica de la Tierra, ingentes volúmenes de gas natural se acumularon en

ambientes geológicos que difieren de las trampas de hidrocarburos

convencionales, estos depósitos se denominan actualmente como yacimientos

no convencionales de gas y son de cuatros tipos:

i. Shale gas (gas de pizarra).- Cuando el gas se encuentra en las

formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino.

3

ii. Coal bed methane-CBM (gas de capas de carbón).- Cuando el gas se

encuentra almacenado en capas de carbón, adsorbido sobre las

micropartículas carbonosas y en forma libre en los poros y en las

microfracturas del carbón.

iii. Tight gas (gas de baja permeabilidad).- Cuando el gas se localiza en

rocas sedimentarias con muy baja permeabilidad y porosidad.

iv. Gas de hidratos.- Cuando el gas metano, generalmente de origen

biogénico, forma compuestos cristalinos con el agua en condiciones de

baja presión y a temperatura próxima al ambiente.

En la Figura 1 se muestran los yacimientos no convencionales de gas.

Figura 1. Yacimientos no convencionales de gas

(DELGADO LOPEZ, y otros, 2012)

1.1.2 COMPOSICIÓN

El gas natural es una mezcla de sustancias, siendo el metano (CH4) el principal,

otros componentes son hidrocarburos parafínicos como: etano (C2H6), propano

(C3H8) y butano (C4H10), también puede contener pequeñas cantidades de

pentanos (C5+). Algunos hidrocarburos aromáticos; benceno (C6H6), tolueno

(C6H5CH3) y xilenos (CH3C6H4CH3) pueden también estar presentes en el gas

natural.

4

Muchos gases naturales contienen otras especies como: nitrógeno (N2), dióxido de

carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), vapor de agua (H2O) y trazas de argón

(Ar), hidrogeno (H) y helio (He).

El gas natural puede tener otras especies contaminantes, entre ellas: mercaptanos

(-R-SH), sulfuros de carbonilo (COS) y disulfuro de carbono (CS2). El mercurio (Hg)

también puede ser parte de la composición del gas, ya sea como metal en la fase

vapor o como un compuesto organometálico en la fase liquida, los niveles de

concentración son generalmente muy pequeños.

La composición de gas natural varía ampliamente dependiendo del campo, la

formación o el reservorio del cual es extraído. Se denomina gas “seco” cuando casi

en su totalidad es metano puro, pero cuando otros hidrocarburos están presentes

el gas natural se considera gas “húmedo”. Se muestra en la Tabla 1 la composición

típica del gas antes de su refinación.

Tabla 1. Composición típica del gas natural antes de la refinación

COMPUESTO FORMULA COMPOSICIÓN EN VOLUMEN

[%]

Metano CH4 >85

Etano C2H6 3-8

Propano C3H8 1-2

Butano C4H10 <1

Pentano C5H12 <1

Dióxido de carbono CO2 1-2

Sulfuro de hidrógeno H2S <1

Nitrógeno N2 1-5

Helio He <0,5

(MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 3)

1.1.3 CARACTERÍSTICAS

Las características del gas natural son definidas a partir de sus propiedades físico-

químicas, rango de inflamabilidad y la equivalencia energética. Las propiedades

dependen de la presión, temperatura y composición.

5

El gas natural es una mezcla de gases, es incoloro, sin forma y sin olor en su estado

puro. En la Tabla 2 se muestran algunas de las propiedades generales del gas

natural sin refinar.

Tabla 2. Propiedades generales del gas natural sin refinar

PROPIEDAD VALOR UNIDAD

Masa molar relativa 17 – 20

Contenido de carbono 73 – 75 % (peso)

Contenido de hidrógeno 25 – 27 % (peso)

Contenido de oxígeno 0 - 0,4 % (peso)

Relación atómica hidrógeno/carbón 3 – 4

Densidad relativa al aire a 15°C 0,72 - 0,81

Punto de ebullición a 1 atm -162 °C

Temperatura de autoignición 540 - 560 °C

Número de octano 120 - 130

Número de metano 69 – 99

Poder calorífico inferior (aprox.) 9 000 Kcal/m3

Poder calorífico superior (aprox.) 10 000 Kcal/m3

Límites de inflamabilidad del vapor 5 - 15 % (volumen)


a) Densidad (𝜌𝑔)

Es la masa de una sustancia contenida en una unidad de volumen. El gas es

compresible y la densidad depende de la presión y temperatura a la que se

encuentre.

𝝆𝒈 =𝒎

𝑽=

𝑷𝑴

𝒁𝑹𝑻 [1]

Donde:

𝜌𝑔: densidad del gas

P: presión

M: peso molecular del gas

Z: factor de compresibilidad que distingue a un gas ideal de un no ideal, refleja

la desviación del comportamiento del gas ideal a una presión y temperatura

dadas

6

R: constante universal de los gases

T: temperatura

b) Densidad relativa (𝛾𝑔)

Es la comparación de la densidad de una sustancia con la densidad de otra que

se toma como referencia. Las dos densidades se expresan en las mismas

unidades y en iguales condiciones de temperatura y presión. La densidad

relativa es adimensional ya que queda definida como el cociente de las dos

densidades

𝜸𝒈 =𝝆𝒈

𝜌𝒂𝒊𝒓 [2]

Donde:

𝜌𝑎𝑖𝑟: densidad del aire

c) Viscosidad (µg)

Es una medida de la resistencia a fluir, la viscosidad del gas es mucho más

baja que la del petróleo o del agua, esto hace que en un reservorio el gas sea

más movible que el agua o el petróleo.

𝜇𝑔 =∑ 𝑦𝑖𝜇𝑖√𝑀𝑖

𝑛𝑖=1

∑ 𝑦𝑖√𝑀𝑖𝑛𝑖=1

[3]

Donde:

µg: viscosidad dinámica de la mezcla de gases a la temperatura deseada y a la

presión atmosférica

µi: viscosidad dinámica del componente i

yi : fracción molar del componente i

Mi : peso molecular del componente i

n: número total de componentes

d) Volatilidad

La temperatura de ebullición de una sustancia es la temperatura a la cual la

presión de vapor de la sustancia es igual a la presión atmosférica, a esta

temperatura las fases líquido y gas de la sustancia pueden existir en equilibrio.

7

Para el gas natural se tiene un rango de temperatura de ebullición, el cual se

incrementa con el peso molecular de los gases constituyentes y el punto inicial

de ebullición corresponde al del componente más volátil, que es el metano.

e) Inflamabilidad

El punto de inflamación del gas es la temperatura a la cual debe ser calentado

bajo condiciones específicas para formar una mezcla con el aire que puede ser

encendida a través de una llama específica.

El rango de inflamabilidad se expresa a través de los términos: Lower Explosive

Limit (LEL) y Upper Explosive Limit (UEL).

f) Comportamiento del gas natural

El gas natural es un gas no ideal, por lo que su comportamiento no cumple con

la ley de los gases ideales pero se aplica una ley modificada:

𝑷𝑽 = 𝒁𝒏𝑹𝑻 [4]

𝒁 =𝑽𝒓𝒆𝒂𝒍

𝑽𝒊𝒅𝒆𝒂𝒍 [5]

El comportamiento del gas natural está en función de su composición y es

altamente influenciado por la concentración de hidrocarburos más pesados,

especialmente hexanos (C6+).

Se representa el comportamiento del gas natural en una gráfica de Presión vs.

Temperatura que determina si la corriente de gas natural a una presión y

temperatura dadas consiste de una o dos fases; gas y líquido. El

comportamiento del gas natural con una composición dada es típicamente

mostrado en un diagrama de fase como se indica en la Figura 2.

8

Figura 2. Diagrama Presión vs. Temperatura para una mezcla típica de gas natural

(MOKHATAB, y otros, 2006)

Se observa que al lado izquierdo de la curva se tiene la línea de punto de

burbuja que divide la región de la fase líquida de la región donde están las dos

fases: gas y líquido. El lado derecho de la curva es la línea de punto de rocío

que divide la región de las fases gas y líquido de la región de la fase gas. Las

líneas de punto de burbuja y de rocío se intersecan en el punto crítico en donde

la distinción entre las propiedades de gas y líquido desaparece.

g) Poder calorífico

Es el promedio de la energía que se obtiene de quemar un volumen de gas

natural y los productos de la combustión retornan a la misma presión y

temperatura de los reactivos, depende de la fase en la que se encuentre el agua

en los productos.

El contenido energético del gas varía en función de su composición; a mayor

contenido de átomos de carbono el valor energético es mayor.

Poder calorífico superior del combustible (HHV), es la máxima cantidad de

energía que el combustible puede liberar, incluye el calor de evaporación

del agua que se forma durante la combustión ya que el enfriamiento de los

productos causa la condensación del agua.

9

Poder calorífico inferior o neto (LHV), es la energía que libera el

combustible sin incluir el calor de evaporación del agua que se genera

durante la combustión porque el agua permanece en estado gaseoso. Es

la energía útil en el combustible.

h) Índice de Wobbe (W)

Se pueden intercambiar dos gases combustibles teniendo constante el valor de

liberación de calor en el quemador, esta característica de combustión se calcula

con el Indice de Wobbe que se define por la relación del poder calorífico

superior del gas y la raíz cuadrada de su densidad relativa.

𝑊 =𝐻𝐻𝑉

√𝛾𝑔 [6]

Donde:

HHV: poder calorífico superior

𝛾𝑔: densidad relativa

1.2 GAS COMBUSTIBLE PARA MOTORES DE COMBUSTIÓN

INTERNA

El motor de combustión interna es una máquina que obtiene energía mecánica

directamente de la energía química originada por un combustible que arde dentro

de una cámara de combustión.

Hay muchos factores que influyen en la combustión y su interacción afecta la

operación del motor, uno de ellos es el combustible. Existe una variedad de

combustibles con los que un motor a gas puede operar, se señala a continuación

algunos tipos de combustibles gaseosos:

- Metano

- Gas natural

- Gas de yacimiento

- Propano

10

- Gas de basura

La composición del combustible define los parámetros de rendimiento del motor.

Se debe considerar en un combustible los siguientes factores:

Poder calorífico

Índice de detonación

Presencia de otros gases

1.2.1 PODER CALORÍFICO

Los motores de gas no utilizan el poder calorífico superior porque el vapor de agua

no se condensa dentro del motor, sólo se puede aprovechar el poder calorífico neto

del combustible.

El poder calorífico neto es aproximadamente 10% menor que el superior. Se

muestra en la Tabla 3 los valores referenciales de la energía en algunos

combustibles.

Tabla 3. Valores referenciales de poder calorífico de varios combustibles

COMBUSTIBLE PODER CALORÍFICO NETO

[Btu /pie3]

Propano 2 316

Gas de yacimiento 1 000 - 1 300

Gas natural 900 - 950

Gas de basura 450 - 550

(WAUKESHA, 2007)

1.2.2 ÍNDICE DE DETONACIÓN

La detonación es la auto-ignición de la mezcla de aire y combustible en la cámara

de combustión; cuando hay detonación no se puede considerar al proceso de

combustión como normal.

El índice de detonación es la habilidad del combustible para resistir a la detonación.

El número de octanos es una escala del índice de detonación, sin embargo no

representa apropiadamente las características de los combustibles gaseosos.

11

El poder calorífico y el índice de detonación determinan el tiempo de encendido, el

tipo de sistema de combustible, la relación de compresión y la potencia nominal

(BHP) del motor.

1.3 ESPECIFICACIONES DEL COMBUSTIBLE PARA MOTORES

WAUKESHA

Los motores de gas de Waukesha son motores de combustión interna diseñados

para usos industriales.

Los parámetros de rendimiento de los motores Waukesha lo determina el fabricante

en base a la composición del combustible a utilizar, su conocimiento permite

determinar el poder calorífico y la estabilidad para resistir a la detonación (WKI).

Waukesha ha definido una calidad comercial estándar del gas natural, las

características se detallan en las Tablas 4 y 5.

1.3.1 COMPOSICIÓN

El combustible gaseoso es una mezcla de compuestos de naturaleza orgánica e

inorgánica, el compuesto mayoritario es el metano con pequeños porcentajes de

hidrocarburos más pesados desde el etano hasta el heptano, gases como: dióxido

de carbono, nitrógeno, helio, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno, pueden estar

presentes, puede contener también; agua y material particulado. (WAUKESHA, 1997)

Compuestos de azufre (S).- La presencia de compuestos de azufre en el

combustible hace que éste sea extremadamente corrosivo, el valor máximo

permisible de contenido de compuestos de azufre en el gas es de 0,1% en

volumen (1 000 ppm), si supera este valor el gas debe ser tratado para reducir

el contenido de azufre a valores aceptables (menores que 0,1 %).

Dióxido de carbono (CO2).- El CO2 puede estar presente en el gas

combustible, sin embargo se debe tener en cuenta el efecto corrosivo de este

12

compuesto cuando coexiste agua o humedad en el gas. El CO2 junto con el agua

forman ácido carbónico (H2CO3) que es corrosivo en condiciones de presión y

temperatura altas.

Hidrocarburos líquidos.- El valor máximo permitido en el gas combustible es

de 2% (volumen). El exceso de condensados que ingrese al motor puede

originar la detonación en los cilindros, el mayor peligro es que la detonación por

presencia de líquidos no es detectada por el sistema de control de detonación

(DSM) y por lo tanto el motor no se detendrá debido a este problema. La

detonación en el motor produce el golpeteo en los pistones y las válvulas y

puede llegar a fundir los pistones con consecuencias funestas para todo el

motor.

Agua Líquida.- No es admisible ninguna cantidad de agua líquida en la

corriente de gas combustible porque ocasiona problemas de corrosión y en el

funcionamiento del motor.

Compuestos halógenos.- El contenido total de compuestos orgánicos

halogenados (TOH/Cl) en el gas combustible no debe exceder de 150

µg/l.

Hidrógeno libre.- El valor máximo permisible en el gas combustible es

de 12% (volumen).

Siloxanos.- El valor límite permitido de estos compuestos en el gas

combustible es de 25 µg/l.

Partículas Sólidas.- Las partículas sólidas causan desgaste abrasivo

en el motor. El tamaño máximo de los sólidos que puedan estar

presentes en el gas combustible es 0,3 µm.

Glicol.- No se permite glicol en la corriente del gas combustible. La

calidad del lubricante puede ser reducida.

13

Crudo en la corriente de gas.- El petróleo crudo por su viscosidad

impermeabiliza la superficie del filtro coalescente y provoca dos

fenómenos:

1. El filtro impermeabilizado impide el paso de gas al motor el cual se detiene

por falta de gas combustible.

2. El filtro impermeabilizado se rompe debido a la presión del gas y el crudo

incorporado con el gas pasa al interior del motor.

En la Tabla 4 se indica la composición del gas natural estándar para motores

Waukesha.

Tabla 4. Composición del gas natural estándar para motores Waukesha

COMPONENTE PORCENTAJE

[%]

Metano 93 (volumen) mínimo

Inertes no combustibles (N2, CO2, He, etc.) 3 (volumen) máximo

Hidrocarburos no metano 15 (masa) máximo

Hidrocarburos líquidos (C5+) 2 (volumen) máximo

Oxígeno 0,2 (volumen) máximo

Vapor de agua 100 (humedad relativa)

(WAUKESHA, 1997)

Temperatura del combustible.- Bajo condiciones normales la temperatura

del gas combustible a la entrada a los equipos debe ser entre -20°F (-29°C) y

140°F (60°C).

Waukesha especifica que el punto de rocío del gas combustible debe ser al

menos de 20°F (11°C) por debajo de la temperatura medida del gas a la entrada

del regulador del motor.

1.3.2 PODER CALORÍFICO

El poder calorífico inferior saturado (SLHV) del gas es una medida de la cantidad

de energía disponible contenida en un volumen específico del combustible a las

condiciones estándar.

14

El gas combustible debe lograr el mínimo requerimiento para el valor de índice de

detonación (WKI) y poder calorífico (SLHV). A medida del aumento del peso

molecular de un componente del gas se acrecienta su SLHV, pero su WKI

disminuye, por lo tanto es necesario remover algunos hidrocarburos pesados a fin

de obtener un valor aceptable de WKI y SLHV.

1.3.3 WKI (FUEL WAUKESHA KNOCK INDEX)

WKI-Waukesha Knock Index (Índice de Detonación Waukesha), es un indicador de

la habilidad del combustible para resistir la detonación (poder calorífico y estabilidad

del combustible).

WKI es un factor con el cual el fabricante garantiza el funcionamiento de sus

motores. Este factor toma en cuenta el octanaje de los diferentes hidrocarburos en

el gas y la acción antidetonante de algunos gases inertes como el dióxido de

carbono (CO2) y el nitrógeno (N2).

El máximo valor de WKI es 100,35 y corresponde a un gas que sea 100% metano,

mientras menor sea el porcentaje de metano menor será el valor de WKI.

Además de WKI y el poder calorífico, el fabricante de los motores señala algunas

recomendaciones para mantener una correcta operación de los motores de

combustión interna como el SAA.

SAA-SPECIAL APPLICATION APPROVAL.- El fabricante de los motores emite un

SAA, que es la aprobación de Ingeniería para cada nuevo motor asegurando su

funcionamiento con el gas a utilizarse.

En el SAA se indica las condiciones en las que el motor estará operando y cualquier

cambio en esas condiciones forzará el trabajo del motor a escenarios diferentes. Si

cualquiera de las situaciones cambia (altitud, temperatura ambiente, calidad de

combustible, etc.), se debe solicitar al fabricante una actualización del SAA.

En la Tabla 5 se muestran las propiedades del gas combustible motores Waukesha.

15

Tabla 5. Propiedades del gas combustible para motores Waukesha

PROPIEDAD VALOR

Poder calorífico inferior LSHV 900 [Btu/pie3 estandar] (35,38 MJ/m3) aprox.

Índice de detonación-WKI 91 (mínimo)

Relación estequiométrica aire/combustible 1,08 : 1 (masa) aprox.

Relación hidrógeno/carbono 3,85 : 1 aprox.

(WAUKESHA, 1997)

1.4 TECNOLOGÍAS PARA EL TRATAMIENTO DEL GAS

COMBUSTIBLE

La corriente de gas retirada del petróleo proveniente de los pozos de un yacimiento

se somete a un tratamiento a fin de acondicionarlo para su transporte y/o uso. Los

procesos aplicados al tratamiento dependen de las siguientes variables:

Tipos de contaminantes en el gas

Concentración de contaminantes

Grado deseado de remoción de contaminantes

Selectividad del contaminante removido

Temperatura, presión y volumen del gas a ser procesado

Composición del gas a ser procesado

Recuperación de azufre (economía y/o ambiente)

El gas combustible debe cumplir con las siguientes especificaciones necesarias

para su transporte y uso:

Tener un valor de poder calorífico adecuado

Contener un mínimo de elementos contaminantes

Estar libre de partículas sólidas y agua líquida

La actual práctica del procesamiento de gas natural usualmente incluye los

principales procesos:

16

1) Remoción de hidrocarburos condensables

2) Endulzamiento (remoción de gas ácido)

3) Deshidratación

La mayoría de los procesos de tratamiento del gas natural emplean las operaciones

unitarias de Absorción y Adsorción.

Absorción.- Es una operación unitaria que utiliza los diferentes grados de

solubilidad en un líquido para que los componentes solubles de una mezcla

gaseosa se retengan en el líquido. La operación inversa: desabsorción, consiste en

la transferencia de los componentes volátiles de una mezcla líquida a un gas.

Adsorción.- Es una operación unitaria en la cual sustancias específicas de una

solución se concentran en la superficie de ciertos sólidos. Se distinguen dos tipos

de fenómenos de adsorción:

Adsorción física.- O adsorción de Van Der Waals, es el resultado de las

fuerzas intermoleculares de atracción entre las moléculas del sólido y la

sustancia adsorbida, es fácilmente reversible.

Quemisorción.- O adsorción activada, es el resultado de la interacción

química entre el sólido y la sustancia adsorbida. La fuerza de adhesión es

generalmente mucho mayor que la observada en la adsorción física, el calor

liberado durante la quemisorción es comúnmente grande, semejante al de

una reacción química. (TREYBAL, 1980 pág. 626)

1.4.1 REMOCION DE HIDROCARBUROS CONDENSABLES

El poder calorífico del gas está directamente relacionado con el contenido de

hidrocarburos pesados; propano, butano y pentano, que se deben retirar para

prevenir la formación de una fase líquida durante el transporte y asegurar la

especificación del poder calorífico del gas.

Los procesos básicos usados para recuperar Líquidos del Gas Natural (LGN)

enfriando el gas por debajo de su punto de rocío son:

17

Enfriamiento por refrigeración mecánica

Enfriamiento por expansión (J-T)

Enfriamiento por turbo-expansor (criogénica)

1.4.1.1 ENFRIAMIENTO POR REFRIGERACION MECÁNICA

Es el proceso más simple y más directo para la recuperación de LGN; el gas es

enfriado por un refrigerante que generalmente es propano líquido que se vaporiza,

el propano gaseoso va a la succión de un compresor en el cual se incrementa la

presión y se repite el ciclo.

El gas de entrada es pre-enfriado en el intercambiador de calor gas-gas usando la

corriente de gas de salida del separador, de ese modo se aprovecha parte de la

energía utilizada para la refrigeración. El enfriador es una unidad de tubos y carcasa

en el cual el gas pasa por los tubos y le transmite la energía al líquido refrigerante

que rodea los tubos. El refrigerante se vaporiza y deja el enfriador esencialmente

como vapor saturado.

Como parte del proceso existe la opción de suministrar glicol en el caso de que sea

necesario inhibir la formación de hidratos.

Para el circuito de refrigeración con propano se encuentran las siguientes etapas

en el ciclo:

a) Expansión

b) Evaporación

c) Compresión

d) Condensación

Se presenta en la Figura 3. el diagrama de flujo del proceso de refrigeración

mecánica del gas.

18

Figura 3. Diagrama de flujo del proceso de refrigeración mecánica del gas


1.4.1.2 SEPARACION A BAJA TEMPERATURA LTS O JOULE THOMSON

En los procesos de auto refrigeración el gas de entrada es pre-enfriado usando el

gas tratado a través de un intercambiador de calor gas-gas y luego se enfría aún

más por una expansión isoentálpica o expansión Joule-Thomson a través de una

válvula, esto produce que los hidrocarburos pesados y el agua condensen. En este

proceso el comportamiento no ideal del gas de entrada causa que la temperatura

del gas disminuya con la reducción de presión, y el cambio de temperatura depende

principalmente de la caída de presión.

Los líquidos condensados son removidos en uno o más separadores para alcanzar

las especificaciones de presión de vapor y composición, el gas de salida del

separador de baja temperatura que satisface dichas especificaciones es calentado

usando el gas de entrada. En la Figura 4 se muestra el esquema de la Planta J-T.

19

Figura 4. Esquema de la Planta J-T


La auto refrigeración es aplicable particularmente para volúmenes de gas pequeños

de 5 a 10 MMSCFD. (MOKHATAB, y otros, 2006)

1.4.1.3 REFRIGERACIÓN CRIOGÉNICA

Cuando la presión disponible es insuficiente para alcanzar el punto de rocío

requerido con el proceso de auto-refrigeración, la refrigeración criogénica puede

ser considerada. Los procesos de refrigeración criogénica se usan tradicionalmente

para la recuperación de líquidos del gas natural debido a que aun cuando tienen un

alto costo poseen bajos costos operacionales, sin embargo, contienen numerosas

partes movibles y la operación resulta compleja.

En la Figura 5 se muestra un esquema de este tipo de plantas, las mismas que se

caracterizan por el uso de una turbina de expansión en sustitución del enfriador y

de la válvula JT usada en la refrigeración mecánica y la auto-refrigeración

respectivamente, por lo cual son conocidas como plantas Turbo-Expansoras.

Se indica en la Figura 5. el diagrama de flujo de la planta de refrigeración criogénica.

20

Figura 5. Diagrama de flujo de la planta de refrigeración criogénica


1.4.2 ENDULZAMIENTO (REMOCIÓN DE GAS ÁCIDO)

Es el proceso de desacidificación o de remoción de H2S y CO2 contenidos en el gas

natural a concentraciones exigidas para su uso. Los métodos que han sido

desarrollados para purificar el gas se basan en dos procesos generales: absorción

y adsorción. Usualmente, las torres contactoras gas-líquido son columnas de platos

o unidades empacadas. (SPEIGHT, 1993)

Los métodos de endulzamiento de gas se pueden agrupar así:

o Absorción química (aminas y carbonato de potasio)

o Absorción física

o Procesos con conversión directa

o Procesos de adsorción

1.4.2.1 ABSORCIÓN QUÍMICA

En estos procesos el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una

solución de un componente activo que reacciona con los gases ácidos para formar

21

compuestos inestables y solubles en la solución. Las reacciones que se dan entre

la solución y los gases ácidos son reversibles, por lo tanto, la solución al salir de la

torre contactora se regenera.

En los procesos de absorción química la torre contactora opera en condiciones que

obligan la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas

temperaturas y altas presiones) y la torre regeneradora opera en condiciones que

permiten la reacción de liberación de los gases ácidos (bajas presiones y altas

temperaturas).

a) Proceso con Aminas.- Este proceso implica reacciones químicas de la amina

con algún gas ácido y la liberación de una apreciable cantidad de calor. Las

aminas tienen afinidad por todos los compuestos sulfurados, pero por unos más

que otros.

Las alcanol-aminas más usadas y en orden de mayor a menor afinidad se

señalan:

Monoetanolamina (MEA)

Dietanolamina (DEA)

Trietanolamina (TEA)

Diglicolamina (DGA)

Diisopropanolamina (DIPA)

Metildietanolamina (MDEA)

MEA.- Tiene la reactividad más alta y por lo tanto la mayor capacidad para

eliminar H2S, además al tener el menor peso molecular, ofrece la mayor

capacidad para remover H2S por unidad de masa. MEA es estable

químicamente y aunque la velocidad de reacción con H2S es mayor que con

CO2, el proceso de endulzamiento no se considera selectivo.

La desventaja de MEA es que posee una presión de vapor relativamente alta

que ocasiona altas pérdidas de la solución por vaporización y reacciona

irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono.

22

DEA.- No es tan reactiva con el H2S como la MEA. Tiene capacidad para

eliminar sulfuro de carbonilo (COS) y disulfuro de carbono (CS2).

TEA.- Casi ha sido reemplazada por DEA y MEA debido a su relativa baja

capacidad de quitar H2S, igual situación se presenta con las demás aminas.

Descripción del Proceso:

La solución pobre (sin H2S) entra en contracorriente a la torre contactora por la

parte superior y el gas agrio por la parte inferior. Como se muestra en las

reacciones siguientes, en el proceso de endulzamiento se genera calor.

Las reacciones de las aminas con los gases agrios son:

RNH2 + H2S → RNH4S + calor [7]

2RNH2 + CO2 → RNHCO2 + RNH3 + calor [8]

RNH2 + H2O + CO2 → RNH3HCO3 + calor [9]

A la torre regeneradora ingresa la solución rica (con H2S) en la que se calienta

y se separa la mayor cantidad de amina del H2S y/o CO2. Los gases que salen

de la regeneradora se hacen pasar por un intercambiador de calor para

enfriarlos y lograr condensar la amina que sale en estado gaseoso, luego la

mezcla resultante se lleva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2

salen como gases. En el proceso de regeneración, al aplicar calor a la solución

rica, se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas, pero no las

reacciones con CS y CS2 que producen compuestos insolubles.

b) Proceso con Carbonatos.- Conocido como Proceso De Carbonato Caliente

porque usa soluciones de carbonato de potasio (K2CO3) del 25-35% (peso) y

temperaturas de aproximadamente 230°F.

La mayoría de los procesos con carbonato contienen un activador que actúa

como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir el tamaño

23

de las torres contactora y regeneradora, estos activadores son del tipo aminas

(DEA) o ácido bórico.

1.4.2.2 ABSORCION FISICA

En este proceso el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y

sin que se presente reacciones químicas; mientras más alta sea la presión y la

cantidad de gas, mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución.

Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados.

Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o

moderada de calor.

a) Proceso Selexol.- Usa como solvente un dimetil éter de polietileno glicol

(DMPEG). La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8-10 veces la del CO2,

permitiendo la absorción preferencial del H2S.

Ventajas:

Selectivo para H2S

No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas

Pocos problemas de corrosión

Remueve aproximadamente 50% del COS y CS2

Desventajas:

Alta absorción de hidrocarburos

Requiere presiones altas

Solvente más costoso que las aminas

Baja remoción de mercaptanos

b) Proceso de lavado con agua.- El proceso es efectivo a presiones elevadas y

altas concentraciones de gases ácidos. A veces es recomendable combinar

24

este proceso con el de aminas para reducir costos. En el proceso el gas ácido

es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que

viene en contra corriente, el gas sale parcialmente endulzado y se envía a la

planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento.

El agua que sale del fondo de la torre se envía a un separador de presión

intermedia para remover los hidrocarburos disueltos y al salir de éste se

represuriza para enviarla a un separador de baja presión donde se remueven

los gases ácidos y el agua ya limpia se recircula a la torre.

Ventajas:

Corrosión mínima por no tener reacciones químicas

Requiere poca o ninguna aplicación de calor

Proceso muy selectivo

Desventajas:

Requiere de una unidad recuperadora de azufre

c) Proceso híbrido

Estos procesos procuran aprovechar las ventajas de los procesos químicos:

alta capacidad de absorción, y de los procesos físicos: bajo consumo de

energía en las etapas de regeneración.

El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa el solvente físico Sulfolano

(dióxido de tetrahidrotiofeno), el solvente químico (DIPA) y agua. La proporción

de los solventes varía dependiendo de los requerimientos del proceso de

endulzamiento.

Ventajas:

Excelentes capacidades para la remoción de H2S y CO2

Remoción selectiva del H2S especialmente con relaciones CO2/H2S altas

25

Desventajas:

El CO2 degrada la DIPA

Por la presencia del sulfolano se tiene absorción excesiva de hidrocarburos

pesados

1.4.2.3 PROCESO DE CONVERSIÓN DIRECTA

Este proceso remueve el H2S y lo convierte directamente a azufre elemental sin

necesidad de una unidad recuperadora de azufre. Se aplican reacciones de

oxidación–reducción que implica la absorción de H2S en una solución alcalina.

Entre estos métodos está el proceso Stretford y del Hierro Esponja.

a) Proceso Stretford.- Se usa una solución de carbonato de sodio (Na2CO3) y

bicarbonato de sodio (NaHCO3) en agua, la relación es en función del contenido

de CO2 en el gas.

El gas agrio entra por el fondo de la torre y hace contacto en contracorriente

con la solución del proceso. La solución permanece en la torre

aproximadamente 10 minutos para que haya el contacto adecuado, se

completan las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de

oxidación en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a

azufre elemental. El mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque de

oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede

remover.

Ventajas:

Buena capacidad de remover H2S

Proceso selectivo, no remueve CO2 (algunas veces es deseable para

controlar el poder calorífico del gas)

No requiere unidad recuperadora de azufre

No requiere suministro de calor ni expansión para evaporación

26

El azufre obtenido es de pureza comercial

Desventajas:

Es un proceso complejo

El solvente se degrada

Las sustancias químicas son costosas

b) Proceso del Hierro Esponja.- Es un proceso aplicable cuando la cantidad de

H2S es baja. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina.

Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a través de un lecho

de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada

de óxido férrico (Fe2O3) el cual tiene alta afinidad por el H2S. La reacción

química que ocurre es la siguiente:

Fe2O3 + 3H2S → Fe2S3 + 3H2O [10]

La temperatura se debe mantener por debajo de 120°F pues a temperaturas

superiores y en condiciones ácidas o neutras se pierde agua de cristalización

del óxido férrico.

El lecho se regenera circulando aire a través de él, de acuerdo con la siguiente

reacción:

2Fe2S3 + 3O2 → 2Fe2O3 + 6S [11]

Desventajas:

Regeneración difícil y costosa

Incapacidad de manejar altas cantidades de azufre

27

1.4.2.4 PROCESO DE ADSORCION (LECHO SECO)

En estos procesos el gas agrio se hace pasar a través de un filtro que tiene afinidad

por los gases ácidos y en general por las moléculas polares presentes en el gas,

entre las que también se encuentra el agua. El más común de estos procesos es el

de las mallas moleculares.

Proceso con mallas moleculares.- Es un proceso de adsorción física, las

moléculas polares como las de H2S y H2O que entran a los poros forman enlaces

iónicos débiles en los sitios activos por lo que las mallas moleculares podrán

endulzar y deshidratar simultáneamente al gas.

Estos procesos se realizan a presiones moderadas y el lecho se regenera

circulando una porción del gas endulzado.

Las mallas moleculares son poco usadas pero se pueden aplicar cuando la cantidad

de gas a tratar es baja o para volúmenes grandes pero con contenidos bajos de

contaminantes ácidos.

Ventajas:

Son económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de

H2S

Alta selectividad (solo remueven H2S)

Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar a la vez

1.4.3 DESHIDRATACION

Es el proceso de remoción del agua asociada al gas, la remoción de agua es

necesaria por las siguientes razones:

Evitar la formación de hidratos

Cumplir las especificaciones del gas (máx. 7 lb H2O/MMPCE)

Mitigar la corrosión en el sistema

28

El vapor de agua aumenta el volumen y su presencia en el gas disminuye su

poder calorífico

CONTENIDO DE AGUA

La determinación del contenido de agua en la corriente de gas es el primer paso en

la evaluación y/o diseño de un sistema de deshidratación. El método manual más

usado para cuantificar la presencia de agua en el gas natural es la carta de McKetta

y Wehe (1958), generada a partir de datos empíricos, la cual está limitada a gases

dulces y no debe ser usada para composiciones de gases agrios mayores del 5%

mol en H2S y/o CO2. En la Figura 6 se muestra la correlación de presión –

temperatura realizada por McKetta y Wehe (1958). (MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 324)

Figura 6. Correlación de presión–temperatura, McKetta y Wehe

(GPSA, 1998)

29

Existen varios métodos para deshidratación de gas natural, los más comunes son

los de líquidos desecantes (glicol), sólidos desecantes y refrigeración (p.e.

enfriamiento de gas), los dos primeros métodos utilizan transferencia de masa de

moléculas de agua dentro de un solvente líquido (solución de glicol) o una

estructura cristalina (desecante seco), el tercer método emplea el enfriamiento para

condensar las moléculas de agua.

Existen otras tecnologías de deshidratación (p.e. membranas, tubos vortex y

procesos supersónicos) que son menos usadas, sin embargo su aplicabilidad debe

ser evaluada en cada caso. (MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 324)

1.4.3.1 DESHIDRATACIÓN POR ABSORCIÓN

Emplea un desecante líquido para remover el agua contenida en el gas. Los glicoles

son los desecantes líquidos más comunes ya que son altamente higroscópicos.

Son alcoholes múltiples, es decir compuestos químicos que poseen dos grupos

terminales –OH los cuales tienen características afines con el agua. La

característica más importante es la de formar puentes de hidrógeno que es un tipo

de enlace molecular el cual favorece la solubilidad del agua con otro compuesto.

Además tienen otras propiedades como:

No solidifican en soluciones concentradas

No son corrosivos

No forman precipitados con hidrocarburos

Son insolubles en hidrocarburos

Son estables en presencia de CO2, H2S

Los glicoles más utilizados en la deshidratación del gas natural son:

a) Monoetilén Glicol (MEG), se usa en plantas que operan a temperaturas bajas

(T< 50°F).

b) Dietilén glicol (DEG), tiene baja eficiencia en comparación con el TEG.

c) Trietilén glicol (TEG), es el más comúnmente usado (95%), posee las

siguientes ventajas:

30

▪ Puede ser regenerado más fácilmente hasta una solución de 98-99,5%.

▪ Tiene una temperatura inicial teórica de descomposición de 404°F,

mientras que la del DEG es de 328°F.

▪ Las pérdidas por vaporización son menores que con el MEG o DEG, el TEG

puede ser regenerado más fácilmente a altas concentraciones.

▪ Requiere equipos de regeneración simples

▪ Costos operacionales bajos

d) Tetraetilén Glicol (TREG), es más costoso que el TEG pero tiene menor

pérdida en contacto con el gas a altas temperaturas.

Descripción del Proceso:

La temperatura del gas húmedo debe ser de 60 a 120°F. Si la temperatura del

absorbedor es menor a 60°F el incremento de viscosidad del TEG puede reducir la

eficiencia en la transferencia de masa.

Una planta deshidratadora con TEG se explica en dos zonas:

Zona de absorción, la corriente de gas húmedo ingresa a un separador

vertical de gas (scrubber de entrada) con el propósito de remover los líquidos

y sedimentos acumulados en la corriente de gas, posteriormente el gas

ingresa por el fondo de una torre absorbedora y asciende poniéndose en

contracorriente al flujo del glicol, allí se establece el contacto entre el gas y

la solución de alta concentración de TEG. El TEG absorbe el vapor de agua

de la corriente de gas (transferencia de masa del gas al líquido).

En la zona de regeneración, el TEG rico (alta concentración de agua) sale

por el fondo de la torre absorbedora y continúa su paso hacia el sistema de

regeneración. La corriente de TEG rico, caliente y filtrado entra por la parte

inferior de la columna despojadora, la cual está empacada, donde el vapor

de agua generado en el rehervidor asciende y el glicol diluido fluye hacia

abajo a través de la sección empacada del despojador.

31

En el tope de la columna despojadora hay un condensador a condiciones

atmosféricas que condensa cualquier vapor de glicol que pudiera haberse

evaporado.

El glicol pobre (baja concentración de agua) regenerado fluye a través del

intercambiador de calor: glicol rico-glicol pobre, y se recicla con una bomba

a la torre absorbedora, mientras el gas seco que sale por el tope de la torre

absorbedora fluye por un intercambiador de calor glicol pobre-gas en el cual

el glicol pobre es enfriado antes de entrar nuevamente a la torre

absorbedora. Se muestra en la Figura 7 el diagrama de flujo de

deshidratación con TEG.

Figura 7. Diagrama de flujo de deshidratación con TEG


El glicol requerido en un proceso de deshidratación, según el diseño, viene dado

por la siguiente ecuación:

Q = R*dW [12]

Donde:

Q: glicol requerido en el proceso, [gal. glicol / MMPCE de gas procesado]

INLET SEPARATOR

LEAN GLYCOL IN

RICH GLYCOL OUT

GLYCOL PUMP

REBOILER

WATER OUT

ACCUMULATOR

STRIPPING COLUMN

GLYCOL TOGAS EXCHANGER

32

R: relación glicol / agua removida, [gal. glicol / lb agua removida]

dW: cantidad de agua removida del gas, [lb]

La cantidad de agua removida por el gas (dW) viene dada por la ecuación:

dW =W1 – W2 [13]

Donde:

W1: contenido de agua en el gas de entrada, [lb agua / MMPCE]

W2: contenido de agua en el gas deshidratado, [lb agua / MMPCE]

1.4.3.2 DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN

El agua forma una delgada capa que es retenida en la superficie del desecante a

través de fuerzas de atracción, no es una reacción química. Se utilizan desecantes

sólidos alcanzando concentraciones menores a 0,05 lb H2O/MMPCE. Es un

proceso más costoso que con glicol, se aplica a gases con alto contenido de H2S,

requerimientos de bajos valores de punto de rocío y remoción de agua a una

cantidad mínima.

Existe una variedad de desecantes sólidos y se debe seleccionar el material

considerando las propiedades deseables del gas: (MOKHATAB, y otros, 2006)

Alta capacidad de adsorción en equilibrio

Alta selectividad

Fácil regeneración

Baja caída de presión

Buenas propiedades mecánicas

Bajo costo, no corrosivo, no tóxico, químicamente inerte

Los adsorbentes más usados son:

a) Sílica gel

b) Alúmina activada

33

c) Tamices moleculares

a) Sílica Gel

Es dióxido de silicio amorfo (SiO2), puede ser usado para la deshidratación

de gas y líquido y la recuperación de hidrocarburos líquidos del gas natural,

tiene las siguientes características:

Regeneración más fácil que la de los tamices moleculares.

Alta capacidad de remoción de agua, puede adsorber sobre el 45%

de su peso en agua.

Menor costo que con tamices moleculares.

b) Tamiz molecular

La estructura es un arreglo de cavidades conectadas a través de poros

uniformes con diámetros de 3 a 10°A, dependiendo del tipo de tamiz. Las

características son:

Capacidad de deshidratación menor a 0,1 ppm de contenido de agua.

Excelente para la remoción de H2S y CO2, altas temperaturas de

deshidratación, hidrocarburos pesados líquidos.

Más costoso que la sílica gel pero ofrece mejor deshidratación.

Requiere de altas temperaturas para la regeneración, alto costo

operativo.

c) Alúmina activada

Es una forma hidratada del óxido de aluminio (Al2O3), fabricada a partir

del óxido de aluminio que es activado por calentamiento, la estructura es

amorfa y no cristalina, es altamente usada para la deshidratación de

gases y líquidos. Las características son:

Debido a que es amorfo absorbe más moléculas de agua.

34

Puede producir un punto de rocío menor a -158°F si se aplica

apropiadamente.

Requiere de menor calor para la regeneración que los tamices

moleculares y la temperatura de regeneración es menor.

35

CAPITULO 2. PARTE EXPERIMENTAL

2.1 ESTABLECIMIENTO DE LAS CARACTERÍSTICAS ACTUALES

DEL GAS COMBUSTIBLE: COMPOSICIÓN, PROPIEDADES

El gas combustible utilizado en la generación de energía eléctrica es gas asociado a

la producción de petróleo, el cual ingresa desde las plataformas de producción hacia

la planta de deshidratación (SPF) en donde se lo separa del agua y gas.

El gas proveniente del proceso de deshidratación entra a los scrubber de gas: V-

3013 y V-3015, pasa a los compresores: C-3020, C-3021 y C-3022, posteriormente

se dirige hacia los recipientes: V-3010, V-3011 y V-3012 e ingresa al cabezal de

succión de los generadores Waukesha y/o al compresor C-3121 A/B de la turbina G-

2170B.

En las Tablas 6 y 7 se muestran los resultados de la cromatografía

correspondientes a la composición y propiedades de la muestra de gas tomada a

la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015.

Tabla 6. Composición del gas a la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015

COMPONENTE COMPOSICION MOLAR

[%]

Nitrógeno 6,45

Metano 39,83

Dióxido de carbono 18,11

Etano 7,11

Agua 4,04

Propano 10,63

i-Butano 2,60

n-Butano 4,95

i-Pentano 2,35

n-Pentano 2,18

36

Tabla 6. Composición del gas a la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015

(continuación)

COMPONENTE COMPOSICION MOLAR

[%]

i-Hexano 0,94

n-Hexano 0,80

i-Heptano 0,05

n- Heptano 0,02

TOTAL 100

Tabla 7. Propiedades físicas del gas a la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015


Densidad Relativa 1,14 Adimensional

Peso Molecular Promedio 32,83 [kg/kmol]

Poder Calórico Superior del Gas 1 316,2 [Btu/pie3]

En las Tablas 8 y 9 se muestran los resultados de la cromatografía

correspondientes a la composición y propiedades de la muestra de gas tomada a

la entrada de los generadores Waukesha.

Tabla 8. Composición del gas a la entrada de los generadores Waukesha

COMPONENTES COMPOSICION MOLAR

[%]

Nitrógeno 7,61

Metano 45,14

Dióxido de carbono 20,22

Etano 7,87

Agua 0,34

Propano 8,13

i-Butano 2,46

n-Butano 4,47

i-Pentano 1,74

n-Pentano 1,41

i-Hexano 0,08

37

Tabla 8. Composición del gas a la entrada de los generadores Waukesha (continuación)

COMPONENTES COMPOSICION MOLAR

[%]

n-Hexano 0,54

i-Heptano 0,00

n- Heptano 0,00

TOTAL 100

Tabla 9. Propiedades físicas del gas a la entrada de los generadores Waukesha


Densidad Relativa 1,08 Adimensional

Peso Molecular Promedio 31,05 [kg/kmol]

Poder Calórico del Gas 1 184,7 [Btu/pie3]

2.2 LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN DEL SISTEMA ACTUAL

DE GAS COMBUSTIBLE EN SPF

2.2.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE GAS

2.2.1.1 ÁREA GEOGRÁFICA DONDE SE UBICAN LAS INSTALACIONES DEL

SISTEMA DE GAS

El sistema de generación de energía eléctrica en estudio se encuentra en SPF-

Facilidades de Producción Sur (Southern Production Facilities), Bloque 16 de la

empresa REPSOL ECUADOR, ubicada en la provincia de Orellana, región

Amazónica del Ecuador. Se trata de un área envuelta en flora y fauna típica de la

región; con clima húmedo tropical lluvioso, altas precipitaciones, elevada humedad

y temperaturas que se mantienen regularmente entre el invierno y el verano.

Se indican en las Tablas 10, 11 y 12 los datos de temperatura, presión y humedad

del lugar.

38

Tabla 10. Temperatura ambiente de la zona

TEMPERATURA BULBO SECO

[ºF]

BULBO HÚMEDO

[ºF]

Temperatura máxima de diseño 102 97

Temperatura promedio de diseño (verano / invierno) 95 / 80 82 / 77,5

Temperatura mínima de diseño 59 57

Tabla 11. Presión barométrica de la zona

PRESIÓN VALOR

[psia]

Presión barométrica máxima de diseño 14,32

Presión barométrica mínima de diseño 14,02

Tabla 12. Humedad relativa de la zona

HUMEDAD [%]

Humedad máxima de diseño 99,9

Humedad promedio de diseño 90,4

Humedad minima de diseño -

2.2.1.2 CAPTACIÓN DE GAS

El gas que alimenta el sistema proviene desde el proceso de deshidratación de

petróleo a partir de los siguientes equipos:

separadores de agua: V-2101A, V-2101B, V-2102A, V-2102B, V-2103A, V-

2103B, V-2104A

separadores de producción: V-2105, V-2205, V-2305

deshidratadoras: V-2106, V-2206 y V-2306

adicionalmente se recibe el aporte del gas de baja presión que es tomado

por los compresores: C-2067 B y C-2067 C

39

Todo el gas procedente de la planta de deshidratación ingresa a los scrubbers V-

3013 y V-3015, donde se separa la mayor cantidad de condensados, el gas que

sale de los scrubber mencionados se envía a la succión de los compresores: C-

3020, C-3021 y C-3022; el gas comprimido y depurado en las diferentes etapas de

compresión se almacena en los vessel: V-3010, V-3011 y V-3012, de donde se

retiran los condensados acumulados. El gas procedente de estos recipientes es

enviado hacia el cabezal principal de combustible de los generadores Waukesha

y/o hacia la succión de los compresores: C-3121A ó C-3121B, para suministrar

combustible a la turbina G-2170B.

El esquema general del proceso descrito se presenta en la Figura 8.

Figura 8. Esquema del proceso del gas combustible en SPF

GAS PROCESOS

LIQ. 1

C-3020

V-3013

V-3015

C-3021

C-3022

V-3010

V-3011

V-3012

HACIAWAUKESHA

LIQ. 2

LIQ. 3

2.2.2 LAYOUT

En la Figura 9 se muestra el Layout del sistema actual de gas.

40

Figura 9. Layout del sistema actual de gas

V-3010

V-3015

C-3020

F-1793A/B F-102A/B

C-3121B

C-3121A

F-101 A/B

C-3022

V-3011

V-3012

C-3021

V-3013

2.2.3 CONDICIONES DE DISEÑO DE LOS EQUIPOS ACTUALES

Los equipos mayores que constituyen el sistema de generación eléctrica con

generadores Waukesha son los siguientes:

Compresores

Vessel

Generadores Waukesha

COMPRESORES.- Los compresores C-3020, C-3021 y C-3022 son máquinas

reciprocantes de dos etapas; los dos primeros son de marca ARIEL, modelo JGR/2,

que se accionan por motores eléctricos marca SIEMENS de 350 hp, 4160V, 60 Hz,

el compresor C-3022 es de marca Universal Compresión, modelo B-452, que se

acciona por un motor eléctrico marca General Electric de 500 hp, 4160 V, 60 Hz.

En la Tabla 13 se muestran los datos de temperatura, presión y caudal que se tienen

en los compresores.

41

Tabla 13. Temperatura, presión y caudal en los compresores C-3020/21/22

EQUIPO

TEMPERATURA DE SUCCIÓN

[°F]

PRESIÓN DE SUCCIÓN

[psig]

PRESIÓN DE DESCARGA

[psig]

CAUDAL

[MMPCED]1

C-3020/21/22 120 – 140 30 - 32 210 – 220 4,00 – 5,32

VESSEL.- En la Tabla 14 se muestran los datos de temperatura, presión y

caudal que se tienen en los recipientes V-3013 y V-3015.

Tabla 14. Temperatura, presión y caudal en los recipientes V-3013/15

EQUIPO TEMPERATURA

[°F]

PRESIÓN

[psig]

CAUDAL

[MMPCED]

V-3013 / V-3015 120 – 140 32 – 30 4,00 – 5,32

El gas comprimido es acumulado en los vessel V-3010, V-3011 y V-3012. Los dos

recipientes primeros tienen una capacidad de 115 m3 cada uno y el V-3012 tiene

una capacidad de 110 m3.

En la Tabla 15 se muestran los valores de temperatura y presión en los recipientes

V-3010, V-3011 y V-3012.

Tabla 15. Temperatura y presión de los recipientes V-3010/11/12

EQUIPO TEMPERATURA

[°F]

PRESIÓN

[psig]

V-3010/11/12 65 – 115 210 – 220

GENERADORES WAUKESHA.- Parte del proceso de generación eléctrica a gas

se lo ejecuta con unidades de 1 050 kW de capacidad, cada una de estas unidades

consta de una máquina motriz (motor de combustión interna) Waukesha, modelo

L7042GSI, que utiliza como combustible gas asociado a la producción de petróleo,

1 MMPCED.- Millones de pies cúbicos estándar por día.

42

posee 12 cilindros, 1 200 RPM y una potencia nominal de 1 492 hp. Esta máquina

motriz va acoplada mecánicamente a un generador eléctrico KATO modelo

A261140008, cuyas características son: 1050 kW, 3, 60 Hz, PF=0.8,

2400V/4160V, 182 A. Cada unidad consume 200 000 pies3/d de gas y produce 850

kW/d de energía.

El valor del poder calórico inferior que debe tener el gas que se envía hacia los

generadores Waukesha es de 900 [Btu/pies3], valor indicado por el fabricante de los

equipos para su correcto funcionamiento. (WAUKESHA, 1997)

2.3 REVISIÓN INTEGRAL DEL SISTEMA ACTUAL DE GAS DESDE

EL INGRESO A LOS SCRUBBER DE GAS V-3013/15 HASTA LA

ADMISIÓN DEL GAS COMBUSTIBLE A LOS MOTORES

WAUKESHA. SIMULACIÓN CON HYSYS

La simulación de los procesos es un recurso fundamental para el diseño, evaluación

y optimización de los mismos. Para el presente estudio se utilizó el simulador

HYSYS.

Los datos empleados para la simulación del sistema de gas con HYSYS fueron los

siguientes:

flujo de gas proveniente del proceso de deshidratación = 4,4 MMPCED

composición y propiedades del gas (se indican en las Tablas 6. y 7.

respectivamente)

presión del gas al ingreso de los V-3013/15 = 30 psig

temperatura del gas al ingreso de los V-3013/15 = 140 °F

temperatura promedio del ambiente = 95 ºF

temperatura y presión en los scrubber V-3013 y V-3015, compresores C-

3020/21/22 y recipientes V-3010, V-3011 y V-3012, se indican en las Tablas

13, 14 y 15, respectivamente

43

flujo promedio de gas que se envía hacia los generadores Waukesha = 0,4

MMPCED

presión del gas al ingreso de los generadores Waukesha = 40 psig

temperatura del gas al ingreso de los generadores Waukesha = 100 ºF

En la Figura 10 se muestra el diagrama de flujo del sistema actual de gas simulado

con HYSYS.

44

Figura 10. Esquema del sistema actual de gas

Simulación en HYSYS

45

2.3.1 BALANCE DE MASA

En la Tabla 16 se presentan las composiciones del gas que ingresa a los scrubber

V-3013/3015 y del gas que se envía hacia los motores Waukesha, los valores fueron

resultados de cromatografía y de la simulación con HYSYS.

Tabla 16. Composición del gas que ingresa a los scrubbers V-3013/15 y del gas que se

envía a los motores Waukesha

CCOMPONENTES

V-3013/3015 WAUKESHA

COMPOSICIÓN MOLAR (resultado de

cromatografía)

[%]


cromatografía)

[%]


simulación con HYSYS)

[%]

N2 6,45 7,61 6,71

CH4 39,83 45,14 41,41

CO2 18,11 20,22 18,82

C2H6 7,11 7,87 7,38

H2O 4,04 0,34 0,80

C3H8 10,63 8,13 10,99

i-C4H10 2,60 2,46 2,67

n-C4H10 4,95 4,47 5,07

i-C5H12 2,35 1,74 2,36

n-C5H12 2,18 1,41 2,17

n-C6H14 1,70 0,54 1,59

i-C6H14 -- -- --

n-C7H16 0,05 0,00 0,04

i-C7H16 -- 0,00 --

En la Tabla 17 se muestra los flujos de entrada y salida del sistema actual de gas,

resultado de la simulación con HYSYS.

46

Tabla 17. Flujos del sistema actual de gas, resultados de la simulación

CORRIENTES DE INGRESO

FLUJO MASICO

[lb/h]

CORRIENTES DE SALIDA

FLUJO MASICO

[lb/h]

GAS PROCESOS ()15 892,4 LIQ-1 0

LIQ-2 475,0

LIQ-3 0

GAS IN C-3121A/B 13 906,4

GAS IN WAUKESHA () 1 511,0

TOTAL 15 892,4 15 892,4

(*) Valor fijado

2.3.2 BALANCE DE ENERGÍA

En la Tabla 18 se muestran los valores de potencia nominal de los equipos

utilizados en el sistema actual de gas.

Tabla 18. Carga térmica y potencia de los equipos del sistema actual de gas

EQUIPO POTENCIA NOMINAL

[hp]

C-3020 () 350

C-3021 () 350

C-3022 () 500

ENFRIADOR DE COMPRESORES () 774,3

() Especificación de equipo

() Valor resultado de la simulación con HYSYS

En la Tabla 19. se muestran los valores de presión, temperatura y poder calorífico

de las corrientes de gas del sistema actual obtenidos de la simulación con HYSYS.

47

Tabla 19. Presión, temperaturas y poder calorífico de las corrientes de gas, resultados de

la simulación del proceso actual

FLUJO PRESIÓN

[psig]

TEMPERATURA

[°F]

TEMPERATURA DE ROCÍO

[°F]

LHV [Btu/pie3]

OBSERVACION

GAS PROCESOS () 30 () 140 122 1196

GAS IN COMP. 30 140 122 1196

GAS SAL COMP. () 220 350,5 187,5 1196

GAS SAL ENF. 215 () 120 186,6 1196 Se produce

condensación

GAS ENTRADA V-3010/11/12

215 120 120 1223

GAS COMBUSTIBLE 215 120 120 1223

GAS a WAUKESHA-1 215 120 120 1223

GAS a WAUKESHA-2 () 65 104,9 86,46 1223

GAS IN WAUKESHA () 40 102,3 75,31 1223

GAS IN C-3121 A/B () 100 108,5 97,65 1223

(*) Valor fijado

2.3.3 RESULTADOS

La composición del gas que llega a los recipientes V-3013/3015 fue diferente a la del

gas que se envía hacia los motores Waukesha debido al proceso al que actualmente

se somete el gas. Se observa en la Tabla 16 la composición de cada corriente,

notándose de manera importante, en la corriente de gas hacia los Waukesha la

reducción del contenido de agua y de los componentes desde i-C5 en adelante.

En las condiciones actuales establecidas; la corriente de gas que sale del enfriador

correspondiente a la etapa de compresión se condensó debido a que la temperatura

de rocío (TR =186,6°F) es mayor a la que se encuentra el gas (120°F).

El poder calorífico inferior del gas (LHV) que se envía hacia los motores Waukesha

resultó en 1 223,0 Btu/pie3 (valor de la simulación) y 1 184,7 Btu/pie3 (valor de la

cromatografía), con una variación de 3,3% entre ellos. Se señaló que el valor del

poder calorífico inferior del gas a utilizar en los generadores Waukesha debe ser de

900 Btu/pie3, valor que es superado, por lo tanto es necesario mejorar la calidad del

gas para los generadores en estudio.

48

2.4 IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS PARA

MEJORAR LA CALIDAD DEL GAS COMBUSTIBLE.

SIMULACIÓN CON HYSYS

El objetivo principal del proceso alternativo fue el acondicionamiento del gas para

los generadores Waukesha a través del enriquecimiento del combustible en sus

componentes más livianos (C1 y C2) y la eliminación de los hidrocarburos más

pesados y humedad.

Se plantearon y analizaron las opciones que se podrían implementar en el sistema

de gas, el tratamiento se resumió en la eliminación de líquidos presentes

(hidrocarburos pesados y agua) por medio de enfriadores de gas y separadores de

gas/líquido.

En la Figura 11 se indica un sistema de tratamiento típico de gas combustible.

Figura 11. Sistema de tratamiento típico de gas combustible

(WAUKESHA, 1997 pág. 7)

49

2.4.1 BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO

Una forma indirecta de especificar la calidad del gas natural es mediante la

temperatura de rocío (TR) de los hidrocarburos, la cual representa para una presión

específica, la temperatura mínima a la que es posible transportar el gas sin tener

problemas de condensación en las líneas, mientras menor es la temperatura de

rocío, menor es la concentración de hidrocarburos pesados y mayor la

concentración de metano (C1) y etano (C2).

La forma más simple de eliminar los hidrocarburos pesados es a través de la

condensación parcial de la mezcla a través del enfriamiento; se genera una fase

líquida rica en hidrocarburos pesados que se eliminan mediante un separador de

fases gas/líquido y la fase gaseosa se enriquece de hidrocarburos livianos.

Las premisas consideradas para el planteamiento y evaluación de las alternativas

del sistema de gas fueron:

Disminuir al mínimo el contenido de agua en la corriente de gas

Alcanzar una temperatura de rocío del gas a la entrada de los generadores

Waukesha que garantice la no condensación de los componentes pesados, esta

temperatura debe ser al menos 20°F por debajo de la temperatura medida del

gas a la entrada del regulador del motor: (WAUKESHA, 1997)

TR mín. [°F] =T entrada [°F] - 20 °F [14]

Reducir el poder calorífico inferior (LHV) del gas a un valor cercano al

especificado por el fabricante (900 Btu/pie3).

2.4.1.1 ALTERNATIVA N°1: ENFRIAMIENTO DEL GAS QUE SE DIRIGE HACIA

LOS COMPRESORES C-3020/21/22

La temperatura del gas que se envía hacia los compresores C-3020/21/22 (T~140°F)

debe disminuir ya que una alta temperatura podría dañar empaques o válvulas de

50

los equipos, razón por la que se propuso colocar un enfriador con aire en la línea de

ingreso hacia los recipientes V-3013/15.

La temperatura ambiente promedio es: 95 °F.

En la Figura 12 se muestra el esquema general de la Alternativa N°1, se resalta en

el recuadro la variación propuesta.

Figura 12. Esquema de la Alternativa N°1

GAS PROCESOS

LIQ. 1

C-3020

V-3013

V-3015

C-3021

C-3022

V-3010

V-3011

V-3012

HACIA

WAUKESHA

HACIA TURBINA

LIQ. 2

LIQ. 3

La temperatura de la corriente de GAS ENFRIADO se estableció en 96°F

considerando el caso en el que la temperatura ambiente alcance valores de 102°F

(temperatura ambiente máxima de diseño). En el caso de tener una temperatura

del GAS ENFRIADO menor a 96°F no sería posible el intercambio de calor ya que

se tendría un “cruce de temperaturas” en el aeroenfriador.

En la Figura 13 se indica el esquema simulado del sistema de gas con la Alternativa

N°1.

51

Figura 13. Esquema simulado del sistema de gas con la Alternativa N°1


52

2.4.1.2 ALTERNATIVA N°2: ENFRIAMIENTO DEL GAS Y SEPARACIÓN DE

CONDENSADOS DE LA CORRIENTE QUE SE DIRIGE DESDE LOS

RECIPIENTES V-3010/11/12 HACIA LOS GENERADORES WAUKESHA

Se planteó enfriar el gas que se envía hacia los generadores Waukesha; primero

intercambiando calor con gas frío de la misma corriente pero aguas abajo, y

posteriormente utilizando un enfriador para reducir la temperatura, se establecieron

las temperaturas de las corrientes a las que se debe enfriar.

A la salida de cada equipo de transferencia de calor se ubicaron separadores de

fases gas/líquido para retirar el condensado resultante.

Se indica en la Figura 14 el esquema de la Alternativa N°2, se resalta en el recuadro

la variación propuesta.

53


GAS PROCESOS

LIQ. 1

C-3020

V-3013

V-3015

C-3021

C-3022

V-3010

V-3011

V-3012

HACIA

WAUKESHA

HACIA TURBINA

LIQ. 2

LIQ. 3

LIQ. 4

LIQ. 5

54

La temperatura de la corriente de gas que sale del intercambiador GAS OUT

INTERC. no puede ser menor a 100°F porque no se cumplirían las especificaciones

de diseño del intercambiador E-101 y se tendría un factor de corrección F2 muy

bajo, y si la temperatura es mayor a 100°F se tiene disminución del poder calorífico

y también de la temperatura de rocío de la corriente GAS TRATADO porque hay

mayor condensación de gas a la salida del enfriador E-102 debido a que se tiene

establecida la temperatura de la corriente de salida GAS OUT ENF. en 40°F. Esta

exagerada disminución del poder calorífico y temperatura de rocío no es tan

conveniente porque reduce significativamente el poder energético del combustible.

Si se tiene una temperatura mayor a 40°F en la corriente GAS OUT ENF. que sale

del enfriador E-102 no se cumple las especificaciones del intercambiador E-101 y

se tiene un factor de corrección F muy bajo, en el caso contrario, si se tiene una

temperatura menor a 40°F, resulta en una disminución importante del poder

calorífico y no es muy útil porque se reduce el poder energético del combustible.

En la Figura 15 se muestra el esquema simulado del sistema de gas con la

Alternativa N°2.

2 F es el factor de corrección de la diferencia de temperaturas de los fluidos caliente y frio en un

intercambiador de calor, LMTD.

55



56

2.4.1.3 ALTERNATIVA N°3: ENFRIAMIENTO DEL GAS Y SEPARACIÓN DE

CONDENSADOS UTILIZANDO LAS ALTERNATIVAS N°1 Y N°2

Se planteó combinar las Alternativas N°1 y N°2 simultáneamente para enfriar el gas

que va hacia los compresores C-3020/21/22 y separar la mayor cantidad de agua e

hidrocarburos condensables de la corriente que ingresa a los generadores

Waukesha.

En la Figura 16 se indica el esquema de la Alternativa N°3, se resalta en el recuadro

la variación propuesta.

Se muestra en la Figura 17 el esquema simulado del sistema de gas con la

Alternativa N°3.

57


GAS PROCESOS

LIQ. 1

C-3020

V-3013

V-3015

C-3021

C-3022

V-3010

V-3011

V-3012

HACIA

WAUKESHA

HACIA TURBINA

LIQ. 2

LIQ. 3

LIQ. 4

LIQ. 5

58



59

2.4.2 BALANCE DE MASA

ALTERNATIVA N°1

Los flujos de entrada y salida del sistema, resultado de la evaluación a la

Alternativa N°1 se presentan en la Tabla 20.

Tabla 20. Flujos del sistema de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°1


FLUJO MASICO

[lb/h]


FLUJO MASICO

[lb/h]

GAS PROCESOS () 15 892,4 LIQ-1 170,2

LIQ-2 305,2

LIQ-3 0

GAS IN C-3121A/B 13 906

GAS IN WAUKESHA ()1 511

TOTAL 15 892,4 15 892,4

(*) Valor fijado

Con la instalación del aeroenfriador AC-100 se condensaron más

hidrocarburos pesados y agua a la entrada del sistema.

ALTERNATIVA N°2





FLUJO MASICO

[lb/h]


FLUJO MASICO

[lb/h]

GAS PROCESOS () 15 892,4 LIQ-1 0

LIQ-2 475

LIQ-3 0

LIQ-4 99,32

60

Tabla 21. Flujos del sistema de gas resultados de la simulación de la Alternativa N°2

(continuación)


FLUJO MASICO

[lb/h]


FLUJO MASICO

[lb/h]

LIQ-5 288,7

GAS IN C-3121A/B 13 906,4

GAS IN WAUKESHA () 1 123

TOTAL 15 892,4 15 892,4

(*) Valor fijado

Con la incorporación de los equipos de transferencia de calor en el sistema

se enfrió el gas que sale de los acumuladores V-3010/11/12 hacia los

generadores Waukesha y se retiraron componentes condensables del gas a

través de las corrientes LIQ-4 y LIQ-5.

ALTERNATIVA N°3





FLUJO MASICO

[lb/h]


FLUJO MASICO

[lb/h]

GAS PROCESOS () 15 892,4 LIQ-1 170,2

LIQ-2 305,3

LIQ-3 0

LIQ-4 99,3

LIQ-5 288,6

GAS IN C-3121A/B 13 906

GAS IN WAUKESHA () 1 123

TOTAL 15 892,4 15 892,4

(*) Valor fijado

61

En la Tabla 23 se muestra la composición del gas que ingresa al sistema y la

que ingresa a los generadores Waukesha, valores resultantes de la simulación

con HYSYS a la Alternativa N°3.

Tabla 23. Composición del gas que ingresa al sistema y del que se envía a los

generadores Waukesha, resultado de la simulación a la Alternativa N°3

COMPONENTES

GAS PROCESOS GAS IN WAUKESHA

MOLAR

[%]

MOLAR

[%]

N2 6,45 7,87

CO2 18,11 21,35

H2O 4,04 0,06

C1H4 39,83 48,05

C2H6 7,11 7,96

C3H8 10,63 9,57

i-C4H10 2,60 1,62

n-C4H10 4,95 2,50

i-C5H12 2,35 0,57

n-C5H12 2,18 0,39

n-C6H14 1,70 0,07

n-C7H16 0,05 0,00

Se observa en la Tabla 23 que la corriente del gas que se dirige hacia los

generadores Waukesha tiene menor contenido de agua e hidrocarburos

pesados respecto a la corriente de gas de procesos que ingresa al sistema.

2.4.3 BALANCE DE ENERGIA

ALTERNATIVA N°1

En la Tabla 24 se muestran los valores de la potencia nominal de los equipos

utilizados en el sistema de gas con la aplicación de la Alternativa N°1.

62

Tabla 24. Potencia nominal de los equipos del sistema con la aplicación de la

Alternativa N°1


[hp]

AEROENFRIADOR, AC-100 --

C-3020 () 350

C-3021 () 350

C-3022 () 500




Los valores de presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico

inferior (LHV) de las corrientes de gas del sistema, obtenidos de la evaluación

a la Alternativa N°1 se muestran en la Tabla 25.

Tabla 25. Presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico inferior de

las corrientes de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°1

CORRIENTE

PRESIÓN

[psig]

TEMPERATURA

[°F]


[°F]

LHV [Btu/pie3]

OBSERVACION

GAS PROCESOS () 30 () 140 122 1196

GAS ENFRIADO () 25 () 96 117,8 1196 Se produce

condensación

GAS IN COMP. 25 96 96 1220

GAS SAL COMP. () 220 314 159 1220

GAS SAL ENF. 215 () 120 158,2 1220 Se produce

condensación


215 120 120 1223


GAS a WAUKESHA-1 215 120 120 1223

GAS a WAUKESHA-2 () 65 104,9 86,46 1223

GAS IN WAUKESHA () 40 102,3 75.31 1223

GAS IN C-3121 A/B () 100 108,5 97,65 1223

(*) Valor Fijado

63

ALTERNATIVA N°2

En la Tabla 26 se muestran los valores de la potencia nominal de los equipos



Alternativa N°2


[hp]

C-3020 () 350

C-3021 () 350

C-3022 () 500


INTERCAMBIADOR DE CALOR GAS/GAS, E-101 --

ENFRIADOR, E-102 () 30,39


() Valor resultado de la simulación con Hysys


inferior (LHV) de las corrientes de gas del sistema obtenidos de la evaluación




FLUJO

PRESIÓN

[psig]

TEMPERATURA

[°F]


[°F]

LHV [Btu/pie3]

OBSERVACION

GAS PROCESOS () 30 () 140 122 1196

GAS IN COMP. 30 140 122 1196

GAS SAL COMP. () 220 350,5 187,5 1196

GAS SAL ENF. () 215 () 120 186,6 1196 Se produce

condensación


215 120 120 1223


GAS a WAUKESHA-1 215 120 120 1223

GAS OUT INTERC. () 205 () 100 118,5 1223 Se produce

condensación

GAS OUT INTERC.-1 205 100 100 1159

GAS OUT ENF. () 200 () 40 99,30 1159

64


corrientes de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°2

(continuación)

FLUJO

PRESIÓN

[psig]

TEMPERATURA

[°F]


[°F]

LHV [Btu/pie3]

OBSERVACION

GAS TRATADO 200 40 40 950,0

GAS TRATADO-1 190 102,5 38,90 950,0

GAS a WAUKESHA-2 () 60 91,06 16,61 950,0

GAS IN WAUKESHA () 40 89,25 9,915 950,0

GAS a C-3121A/B 215 120 120 1223

GAS IN C-3121 A/B () 100 108,5 97,65 1223

(*) Valor Fijado

ALTERNATIVA N°3

En la Tabla 28. se muestran los valores de la potencia nominal de los equipos



Alternativa N°3


[hp]

AEROENFRIADOR, AC-100 ---

C-3020 () 350

C-3021 () 350

C-3022 () 500


INTERCAMBIADOR DE CALOR GAS/GAS, E-101 ---

ENFRIADOR, E-102 () 30,39




inferior (LHV) de las corrientes de gas del sistema obtenidos de la evaluación


65



FLUJO

PRESIÓN

[psig]

TEMPERATURA

[°F]


[°F]

LHV [Btu/pie3]

OBSERVACION

GAS PROCESOS () 30 () 140 122 1196

GAS ENFRIADO () 25 () 96 117,8 1196 Se produce

condensación

GAS IN COMP. 25 96 96 1220

GAS SAL COMP. () 220 314,0 159,0 1220

GAS SAL ENF. () 215 () 120 158,2 1220 Se produce

condensación


215 120 120 1223

GAS COMBUSTIBLE

215 120 120 1223

GAS a WAUKESHA-1

215 120 120 1223

GAS OUT INTERC. () 205 () 100 118,5 1223

GAS OUT INTERC.-1

205 100 100 1159

GAS OUT ENF. () 200 () 40 99,30 1159 Se produce

condensación

GAS TRATADO 200 40 40 950

GAS TRATADO-1 190 102,5 38,90 950

GAS a WAUKESHA-2

() 60 91,06 16,61 950

GAS IN WAUKESHA

() 40 89,25 9,915 950

GAS a C-3121 A/B 215 120 120 1223

GAS IN C-3121 A/B () 100 108,5 97,65 1223

(*) Valor Fijado

2.4.4 RESULTADOS

2.4.4.1 RESULTADOS DE LAS ALTERNATIVAS EVALUADAS

ALTERNATIVA N°1

El enfriador con aire (AC-100) redujo la temperatura del gas que va hacia los

compresores C-3020/21/22 separando el agua e hidrocarburos más pesados de

la corriente de gas que ingresa al sistema.

66

Con el flujo en la corriente LIQ-1 que sale de los scrubbers V-3013/15 se redujo

especialmente la concentración de agua en la corriente GAS IN COMP., desde

los scrubbers V-3013/15 hasta el ingreso a los recipientes V-3010/11/12,

disminuyendo los problemas de corrosión en las líneas y equipos. La

composición de las corrientes LIQ-1, LIQ-2 y GAS IN COMP se puede observar

en las Tablas 39, 40 y 41 respectivamente del ANEXO B.

La suma de los caudales de LIQ-1 y LIQ-2 de la Alternativa N°1 fue igual al

caudal de LIQ-2 que se obtenía en la situación actual.

El poder calorífico del gas resultante al ingreso de los Waukesha no cambió

con la incorporación del aeroenfriador respecto a la situación actual.

ALTERNATIVA N°2

Los intercambiadores de calor ubicados en la corriente de gas que sale de los

acumuladores V-3010/11/12 hacia los generadores Waukesha enfriaron el gas

resultado en la condensación de agua e hidrocarburos pesados, mismos que se

retiraron en las corrientes LIQ-4 y LIQ-5. Además el flujo de gas disminuyó de

0,4146 MMPCED a 0,3517 MMPCED, producto de la condensación. La

composición de estas corrientes se muestra en las Tablas 42 y 43

respectivamente del ANEXO C.

Con la separación de los hidrocarburos más pesados del gas hacia los

generadores Waukesha se redujo el valor del poder calorífico inferior de 1223 a

950 Btu/pie3 y la temperatura de rocío de 75,31 a 9,915 °F.

ALTERNATIVA N°3

La combinación de las Alternativas N°1 y N°2 permitió retirar especialmente el

agua al ingreso del sistema, además se restringió la concentración de

hidrocarburos pesados como se observan los valores mostrados en la Tabla

23.

67

El fluido total retirado en las corrientes LIQ-1, LIQ-2, LIQ-3, LIQ-4 y LIQ-5

resultó en 863,4 lb/h y el caudal del gas que ingresa a los generadores

Waukesha disminuyó de 0,4146 a 0,3517 MMPCED, producto de la

condensación y separación de algunos compuestos.

La temperatura de la corriente de gas que ingresa a los generadores Waukesha

fue de 89,25°F, la cual está por encima de su temperatura de rocío a esas

condiciones (TR = 9,915°F).

En la Figura 18. se muestra la envolvente de fases para la corriente de GAS IN

WAUKESHA.

Figura 18. Envolvente de fases de la corriente GAS IN WAUKESHA


El poder calorífico inferior en la corriente identificada como GAS IN WAUKESHA

fue de 950 Btu/pie3, valor muy cercano al esperado (900 Btu/pie3).

2.4.4.2 DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE GAS

Las premisas consideradas para el cálculo de consumo del gas combustible en

los generadores Waukesha fueron:

68

1 200 RPM

1 BHP = 1HP = 745,7 W

Potencia de cada generador: 1 MW

Modelo del generador: L7042GSI

Con el gráfico emitido por el fabricante de los generadores y las premisas

indicadas se calculó el consumo del gas combustible en cada generador. El

gráfico referido y el ejemplo de cálculo correspondiente se muestran en el

ANEXO F.

En la Tabla 30. se indica el consumo de gas en los Generadores Waukesha

evaluando los escenarios: ideal, actual y alternativas N°1, N°2 y N°3.

Tabla 30. Consumo de gas de los Generadores Waukesha evaluando los

escenarios: ideal, actual y alternativas N°1, N°2 y N°3

PARÁMETROS IDEAL ACTUAL ALTERNATIVA

N°1

ALTERNATIVA

N°2

ALTERNATIVA

N°3

BHP 1 478 1 478 1 478 1 478 1 478

Consumo Combustible

[Btu/BHP-h] 7 850 7 850 7 850 7 850 7 850

Poder Calorífico

[Btu/pie3] 900 1 223 1 223 950 950

Consumo Gas

[pie3/BHP-h] 8,72 6,42 6,42 8,26 8,26

Potencia [hp] 1 341,02 1 341,02 1 341,02 1 341,02 1 341,02

Consumo Gas

[pie3 /h] 11 696,69 8 607,54 8 607,54 11 081,08 11 081,08

Consumo Gas

[PCEPD] 280 720,58 206 580,96 206 580,96 265 945,81 265 945,81

Consumo Gas

[MPCEPD] 280,72 206,58 206,58 265,95 265,95

69

2.5 SELECCIÓN DE LA OPCIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA MÁS

VIABLE

Se analizaron los sistemas y equipos propuestos considerando los siguientes

aspectos:

a. Seguridad de las instalaciones

b. Perfil de producción del Bloque 16

c. Costo, confiabilidad, funcionalidad y flexibilidad mínima requerida del

sistema para adaptarse a las necesidades futuras de la empresa

d. Facilidades para la construcción, ampliación, acceso y mantenimiento

e. Simplicidad en las operaciones

f. Mínimo impacto ambiental

2.5.1 DEFINICIÓN DEL ESQUEMA DEL PROCESO TÉCNICAMENTE VIABLE

Desde el punto de vista técnico la alternativa seleccionada es la N°3 porque se

consigue que el gas combustible tenga condiciones cercanas a las establecidas por

el fabricante de los generadores Waukesha, además reduce la humedad en la

corriente de gas en todo el sistema.

Los equipos mayores que conforman el esquema propuesto se presentan en la Tabla

31.

Tabla 31. Descripción e identificación de los equipos mayores del esquema propuesto

DESCRIPCIÓN TAG No.

Aeroenfriador AC-100

Intercambiador Gas/Gas E-101

Separador Gas/Líquido V-101

Separador Gas/Líquido V-102

Enfriador E-102

70

Las capacidades de los equipos fueron referenciadas en las simulaciones y cálculos,

los resultados se indican en la Tabla 32.

Tabla 32. Resultados de la simulación para los equipos mayores

EQUIPO RESULTADO UNIDAD VALOR

Aeroenfriador AC-100

Calor transferido [Btu/h] 450 468,78

Flujo total de aire [lb/h] 903 893,20

Flujo de gas [lb/h] 15 891,51

Intercambiador Gas/Gas

E-101

Calor transferido [Btu/h] 27 692,93

Flujo másico de gas caliente (GAS a WAUKESHA 1)

[lb/h] 1 510,76

Flujo másico de gas caliente (GAS TRATADO)

[lb/h] 1 123

Pasos por los tubos --- 2

Separador Gas/Líquido

V-101

Geometría --- Cilindro vertical

Flujo de gas de ingreso (GAS OUT INTERC.)

[MMSCFD] 0,415

Flujo del Líquido en condiciones estándar (LIQ-4)

[USGPM] 0,32

Separador Gas/Líquido

V-102

Geometría Cilindro vertical

Flujo de gas de ingreso (GAS OUT ENF.) [MMSCFD]

[MMSCFD] 0,400

Flujo del Líquido en condiciones estándar (LIQ-5)

[USGPM] 1,00

Enfriador E-102

Calor transferido [Btu/h] 77320,81

Flujo másico de gas caliente (GAS OUT INTERC.-1)

[lb/h] 1 411

Potencia nominal [hp] 30,39

Los equipos anteriormente listados deben cumplir con especificaciones indicadas

en las normas: American Petroleum Institute “API”, Tubular Exchanger

Manufacturers Association “TEMA”, American Society of Mechanical Engineers

“ASME”, American Society for Testing of Materials “ASTM”.

71

2.5.2 ESTIMACIÓN ECONÓMICA

Para la Alternativa N°3, se presentan en la Tabla 33 los costos de los equipos

mayores con un estimado de costo Clase V3, el cual tiene una desviación de +/- 30%.

Tabla 33. Estimación económica de la Alternativa N°3 con un estimado de costo clase V

EQUIPO CANTIDAD COSTO UNITARIO

[$]

COSTO TOTAL

[$]

Enfriador con aire 1 130 000,00 130 000,00

Intercambiador Gas-Gas 1 35 000,00 35 000,00

Enfriador 1 30 000,00 30 000,00

Separador de fases 2 25 000,00 50 000,00

TOTAL [$] -- -- 240 000,00

Los costos señalados son directos y referidos sólo al costo de los equipos en fábrica.

2.5.3 EVALUACIÓN ECONÓMICA

A partir de los resultados obtenidos de consumo de gas y generación de energía con

la Alternativa N°3 y con la estimación económica de la misma, se realizó un análisis

económico de los efectos que se tendrían con la aplicación del sistema propuesto.

En la Tabla 34. se resumen los resultados de la evaluación técnica en los casos

ideal, actual y la Alternativa N°3.

Tabla 34. Resultados de la evaluación técnica en los casos ideal, actual y la Alternativa N° 3

PARÁMETROS IDEAL ACTUAL ALTERNATIVA N°3

Poder calórico [Btu/pie3]

900 1 223 950

Flujo Total que ingresa al sistema

[MMPCED] -- 4,4 4,4

3 Estimado Clase V.- Es un estimado para inversiones de proyectos, corresponde a la etapa conceptual del

proyecto. Su propósito fundamental es evaluar una o varias alternativas para determinar si el proyecto es

técnica y económicamente atractivo y de ser así confirmar con su fase de desarrollo.

72

Tabla 34. Resultados de la evaluación técnica en los casos ideal, actual y la Alternativa N° 3

(continuación)

Flujo de gas disponible para

Waukesha [MMPCED]

-- 0,4146 0,3517

Requerimiento Consumo de Gas

[MMPCED / Motor] 0,28072 0,20658 0,26595

No. Generadores a operar

2 2 1

Requerimiento Consumo de Gas Hacia Waukesha

[MMPCED]

0,56144 0,41316 0,26595

Potencia generada [MW/motor]

1 1 1

Potencia total generada

[MW]

2 2 1

En la Tabla 35. se muestran los valores promedio de producción y generación

durante el año 2014.

Tabla 35. Valores promedio de manejo de fluido-energía (año 2014)

FLUIDO TOTAL

[BFPD]

OIL PRODUCIDO

[BOPD]

ENERGIA TOTAL GENERADA

[MW]

FACTOR OIL/FLUIDO

[%]

FACTOR MANEJO DE FLUIDO4

[BFPD/MW]

938 003,94 34 277,62 96,35 3,65 9 735,61

Perfil de producción 2014-1, Forecast

La reducción en promedio de 1MW/día de energía generada causa seguidamente

una disminución en la producción del crudo. Considerando el costo del barril de

crudo producido en $35, se tiene el impacto económico de la variación de

4 El factor de manejo de fluido indica la cantidad de fluido promedio que se maneja respecto a la energía total

generada diariamente en el Bloque 16.

73

producción. El factor de manejo de fluido y los valores de crudo producido

resultantes se muestran en la Tabla 36.

Tabla 36. Costo de producción con la variación de energía generada

ENERGIA [MW]

FACTOR MANEJO

DE FLUIDO [BFPD/MW]

OIL PRODUCIDO

[BOPD]

DIFERENCIA DE

PRODUCCION [BOPD]

COSTO DE

PRODUCCIÓN

[$/D]

ACTUAL 96,35 9 735,61 34 277,62 -- --

ALTERNATIVA N°3

95,35 9 634,57 33 921,86 355,76 12 451,65

74

CAPITULO 3. RESULTADOS Y DISCUSION

El gas procedente del proceso de deshidratación de SPF que se direcciona

al sistema actual de gas y hacia las Turbinas y/o generadores Waukesha

tiene una composición que está fuera de las especificaciones indicadas por

el fabricante de los generadores Waukesha, situación que se manifiesta en

el valor del poder calorífico del combustible.

Con el sistema actual de gas no se consigue retirar apropiadamente los

componentes condensables y agua del gas combustible.

En la Alternativa N°1; con el aeroenfriador se condensó y separó agua e

hidrocarburos más pesados de la corriente de gas que ingresa al sistema, lo

cual ayuda al control de la corrosión en las líneas y equipos posteriores. El

poder calorífico no presentó variación respecto al sistema actual.

En la Alternativa N°2; con los intercambiadores de calor ubicados

únicamente en la corriente de gas hacia los generadores Waukesha se retiró

agua e hidrocarburos condensables disminuyendo el caudal de gas hacia los

generadores pero también mejoró su calidad con la reducción del valor del

poder calorífico inferior a 950 Btu/pie3 y temperatura de rocío 75,31 a 9,915

°F.

En la Alternativa N°3; en la que se complementaron las Alternativas N°1 y

N°2, se obtuvo la disminución de agua de 4,04 a 0,06 % (molar) y de

hidrocarburos desde el C3+ en adelante, valores comparados al ingreso del

gas al sistema y a los generadores Waukesha, las composiciones de las

corrientes se anotaron en la Tabla 23.

Se seleccionó la Alternativa N°3 porque se logró mejores condiciones

cualitativas del gas (reducir la temperatura de rocío), disminuyendo los

potenciales problemas de corrosión y mejorando la operatividad de los

equipos.

75

El costo de la Alternativa N°3 fue de $169 000, obtenido a partir de un

estimado de costos Clase V con una desviación de +/- 30%, los costos se

refieren a los equipos en fábrica.

Con la aplicación del sistema propuesto el caudal de gas disminuyó

recayendo en la pérdida de generación de energía eléctrica, lo cual afecta

directamente en la producción del crudo del Bloque 16 en aproximadamente

355,76 BOPD.

76

CAPITULO 4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES

Se evalúo la situación actual del sistema de gas en SPF en donde se observó

la necesidad de mejorar la calidad del combustible para los generadores

Waukesha respecto al contenido de agua, punto de rocío y poder calorífico,

porque el fabricante de los generadores recomienda el trabajo de los equipos

en determinados valores de los parámetros indicados a fin de mantener la

operatividad de los equipos.

Se plantearon y analizaron varias opciones con las cuales se pudo corregir la

calidad del gas combustible que ingresa a los motores Waukesha.

En la Alternativa N°1 se propuso incluir un aeroenfriador al ingreso del sistema

con el cual se logró enfriar el gas que se envía hacia los compresores C-

3020/21/22 mejorando la calidad del gas en todo el sistema.

En la Alternativa N°2 se propuso instalar intercambiadores de calor en la línea

de gas que se envía hacia los generadores Waukesha.

La Alternativa N°3 fue la mejor propuesta ya que se redujo la temperatura de

rocío y el poder calorífico inferior del gas hacia los generadores Waukesha y

también hacia las Turbinas retirando agua e hidrocarburos condensables al

ingreso del gas al sistema.

Al tener un gas combustible con menor temperatura de rocío y poder calorífico

se incrementaría la operatividad de los equipos, reduciendo riesgos corrosivos

en líneas y equipos y costos de mantenimiento.

La aplicación de la Alternativa N°3 disminuyó el caudal del gas combustible lo

cual redujo la generación de energía y directamente la producción de crudo.

77

La utilización de un software de simulación de procesos como HYSYS facilitó

el análisis y replanteamiento de la estructura y condiciones operativas de los

procesos con el objetivo de mejorar los productos y servicios.

4.2 RECOMENDACIONES

Desarrollar un análisis de costos más detallado para determinar el costo real

del proceso seleccionado. La aplicación de un estimado de costos más fino

permitirá: cuantificar las necesidades de fondos para la ejecución de un

proyecto y la evaluación de ofertas.

Tomar en cuenta la proyección de la producción durante el diseño final y

ejecución del proyecto.

78

ABREVIATURAS

MMPCE: MILLONES DE PIES CUBICOS ESTANDAR

MMPCED: MILLONES DE PIES CUBICOS ESTANDAR POR DIA

RPM: revoluciones por minuto

79

GLOSARIO

Compuestos halogenados.- Son sustancias que contienen en su molécula

átomos de halógeno (flúor, cloro, bromo, yodo, astato).

Corrosión.- Es la interacción de un material con el medio que lo rodea, produciendo

el consiguiente deterioro en sus propiedades físicas y químicas.

Cuencas sedimentarias.- Son áreas deprimidas de la corteza terrestre en las que

se produce la acumulación de un espesor considerable de sedimentos y que

pueden persistir por largos períodos de tiempo geológico.

Gas de basura.- Gas combustible que se genera a partir de las diferentes

reacciones de biodegradación que sufre la materia orgánica mediante la acción de

microorganismos en ausencia de aire.

Hidrocarburos clorados.- Cualquier hidrocarburo (alifático, alicíclico o aromático)

en el cual uno o más de los hidrógenos ha(n) sido sustituidos por uno o más átomos

de cloro. Sus propiedades físicoquímicas y toxicológicas dependen de la estructura

química del hidrocarburo y del número y posición de los átomos de cloro.

LGN.- Líquidos de gas natural, están formados por etano, propano, butano y otros

componentes hidrocarburos más pesados, no existe definición precisa, los líquidos

del gas natural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer

en forma líquida del gas natural tal como se produce.

Material particulado.- Son todas las partículas suspendidas contaminantes

presentes en la en la atmosfera con un diámetro inferior a 30 micras.

Mercaptanos.- Compuesto orgánico que contiene el grupo -SH (grupo tiol o

sulfhidrilo). Los mercaptanos son análogos de los alcoholes y los fenoles, en los

cuales el grupo -OH (oxhidrilo) ha sido sustituido por el grupo -SH. Son de olor

desagradable, (el olor de los zorrillos se debe a estos compuestos); con frecuencia

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/definici%F3n-474.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/gas-natural-1938.html

http://ciencia.glosario.net/ecotropia/hidrocarburos-9340.html

http://lengua-y-literatura.glosario.net/terminos-filosoficos/forma-5798.html

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/gas-natural-1938.html

80

se agregan al gas licuado o a otros gases tóxicos e inodoros para alertar al usuario

sobre fugas.

Mesozoica.- La era Mesozoica o Secundaria de la Tierra, conocida como la era de

los dinosaurios, es una división de la escala temporal geológica duró

aproximadamente 185 millones de años.

Paleozoica.- La era Paleozoica o Primaria de la Tierra, es una división de la escala

temporal geológica de más de 290 millones de años de duración. Su nombre

proviene del griego palio=viejo y zoe=vida, que significa “vida antigua”.

Potencia nominal.- Es la potencia máxima que demanda una maquina o equipo

en condiciones de uso normales, es decir que el equipo está diseñado para soportar

esa cantidad de potencia.

Siloxanos.- Grupo de compuestos que contienen silicio, oxígeno e hidrógeno.

Se polimerizan con facilidad dando siliconas.

81

BIBLIOGRAFÍA

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industriales. Barcelona: Editores técnicos asociados.

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McGrawHill.

12. Waukesha. (2007). Combustión. DRESSER Waukesha.

13. Waukesha. (1997). Gaseous Fuel Specification For Waukesha Engines.

SERVICE BULLET, 7.

83

ANEXOS

84

ANEXO A. RESULTADO DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES

Tabla 37. Cromatografía de la muestra de gas al ingreso al sistema de gas

PARA: Quimipac-Petróleos

Edison Arias

DE: Ing. Miguel Parreño C.

JEFE DE LABORATORIO DE ANÁLISIS INSTRUMENTAL

ASUNTO: Reporte de análisis por cromatografía de gases decuatro muestras

de gases de pozos identificadas como:

Muestra 2011-SPF-13 2011-SPF-15

350 PSI 30 PSI

180ºF 139 ºF

FECHA RECEPCION: 1 de abril de 2011

FECHA REPORTE: 11 de abril de 2011

Las muestras se analizaron a la presión y temperatura a la que fueron tomadas

Componente 2011-SPF-13 2011-SPF-15

%Peso %Moles %Peso %Moles

Nitrógeno 8,03 8,45 5,50 6,45

Metano 25,41 46,75 19,42 39,83

CO2 33,83 22,63 24,27 18,11

Etano 8,45 8,29 6,50 7,11

Agua 0,00 0,00 2,22 4,04

Propano 11,83 7,91 14,25 10,63

Isobutano 3,43 1,74 4,59 2,60

nButano 5,52 2,80 8,75 4,95

Isopentano 1,94 0,79 5,15 2,35

nPentano 1,38 0,56 4,47 2,04

Pentano 0,06 0,02 0,31 0,14

Isohexano 0,12 0,04 2,47 0,94

nHexano 0,00 0,00 2,10 0,80

Isoheptano 0,00 0,00 0,12 0,05

nHeptano 0,00 0,00 0,05 0,02

2011-SPF-13 2011-SPF-15

Densidad relativa: 1,02 1,14

Peso molecular promedio [g/gmol] : 29,44 32,83

Poder calórico del gas [Btu/pie3] : 1025,0 1316,2

Atentamente,

Ing. Miguel Parreño C.

JEFE DE LABORATORIO

Temperatura

ESCUELA POLITECNICA NACIONAL

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA

LABORATORIO DE ANÁLISIS INSTRUMENTAL

REPORTE DE ANÁLISIS LAII 23-010

O.T. Nº 1530

Presión

85

Tabla 38. Cromatografía de la muestra de gas al ingreso a los generadores Waukesha

Muestra 2011-SPF-14 Des. Aeroenfriador E-2

35 PSI 18 PSI

100ºF 191,9 ºF

Las muestras se analizaron a la presión y temperatura a la que fueron tomadas

Componente 2011-SPF-14 Des. Aeroenfriador E-2

%Peso %Moles %Peso %Moles

Nitrógeno 6,86 7,61 16,25 28,04

Metano 23,26 45,14 1,09 3,31

CO2 28,65 20,22 4,77 5,24

Etano 7,60 7,87 2,47 3,98

Agua 0,20 0,34 0,14 0,36

Propano 11,52 8,13 13,88 15,24

Isobutano 4,59 2,46 6,70 5,58

nButano 8,35 4,47 19,00 15,83

Isopentano 4,03 1,74 10,85 7,28

nPentano 3,28 1,41 10,94 7,34

Isohexano 0,18 0,08 6,24 3,51

nHexano 1,49 0,54 7,67 4,31

Isoheptano 0,00 0,00 6,26 3,02

nHeptano 0,00 0,00 0,69 0,33

Octano 0,00 0,00 0,65 0,28

2011-SPF-14 D es. A ero enfriado r E-2

Densidad relativa: 1,08 1,69

Peso molecular promedio [g/gmol] : 31,05 48,31

Poder calórico del gas [Btu/pie3] : 1184,7 2175,3

Temperatura

Atentamente,

Ing. Miguel Parreño C.

JEFE DE LABORATORIO

ESCUELA POLITECNICA NACIONAL

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA

LABORATORIO DE ANÁLISIS INSTRUMENTAL

REPORTE DE ANÁLISIS LAII 23-010

O.T. Nº 1530

Presión

86

ANEXO B. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-

ALTERNATIVA 1

Se presentan en las tablas siguientes los resultados de la simulación con HYSYS

de algunas corrientes de la Alternativa N°1.

Tabla 39. Resultados de la corriente LIQ-1

87

Tabla 39. Resultados de la corriente LIQ-1(Alternativa 1) (continuación)

88

Tabla 39. Resultados de la corriente LIQ-1 (continuación)

89


90


91


92

Tabla 41. Resultados de la corriente GAS IN COM

93

Tabla 41. Resultados de la corriente GAS IN COM (continuación)

94

Tabla 41. Resultados de la corriente GAS IN COM (continuación)

95

ANEXO C. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-

ALTERNATIVA 2


de algunas corrientes de la Alternativa N°2


96


97


98


99


100


101

ANEXO D. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-

ALTERNATIVA 3


de algunas corrientes de la Alternativa N°3.


102


103


104


105


106


107


108


109


110


111


112


113


114


115


116

Tabla 49. Resultados de la corriente GAS IN. COMP

117

Tabla 49. Resultados de la corriente GAS IN. COMP. (continuación)

118

Tabla 49. Resultados de la corriente GAS IN. COMP. (continuación)

119

Tabla 50. Resultados de la corriente GAS OUT INT.-1

120

Tabla 50. Resultados de la corriente GAS OUT INT. (continuación)

121

Tabla 50. Resultados de la corriente GAS OUT INT. (continuación)

122

Tabla 51. Resultados de la corriente GAS OUT ENF

123

Tabla 51. Resultados de la corriente GAS OUT ENF. (continuación)

124

Tabla 51. Resultados de la corriente GAS OUT ENF. (continuación)

125

Tabla 52. Resultados de la corriente GAS IN WAUKESHA

126

Tabla 52. Resultados de la corriente GAS IN WAUKESHA. (continuación)

127

ANEXO E. RELACION DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE PARA

EQUIPOS WAUKESHA

(WAUKESHA, 1997)

128

ANEXO F. CALCULO DE CONSUMO DE GAS EN CADA

GENERADOR WAUKESHA

EJEMPLO DE CÁLCULO EN EL CASO IDEAL:

Premisas de los motores:

RPM: 1200

Continuous BHP: 1478

Poder calorífico del gas: 900 Btu /pie3

Se ubica la curva de operación continua en la figura siguiente:

Del gráfico se tiene:

Consumo de combustible: 7850 Btu /BHP-HR

7850

𝐵𝑡𝑢

𝐵𝐻𝑃−𝐻𝑅

900𝐵𝑡𝑢

𝑝𝑖𝑒3

= 8,72 𝑝𝑖𝑒3

𝐵𝐻𝑃−𝐻𝑅

1HP = 745,7 W

Potencia de cada generador: 1MW

1𝑀𝑊 ∗ (1𝐻𝑃

745,7𝑊) ∗

1 000 000𝑊

1𝑀𝑊= 1341,02 𝐻𝑃

Consumo de gas:

8,72 𝑝𝑖𝑒3

𝐵𝐻𝑃−𝐻𝑅∗ 1341,02𝐻𝑃 = 11 696,67

𝑝𝑖𝑒3

𝐻𝑅∗

24𝐻𝑅

1 𝑑í𝑎= 280 720,19

𝑝𝑖𝑒3

𝑑í𝑎

129

BIOGRAFÍA

Viviana Natividad Guerrero Canseco, nació en Ambato el 01 de septiembre de

1983. Realizó los estudios primarios en la Escuela Las Américas de la ciudad de

Ambato, posteriormente ingresó al Colegio Nacional Experimental Ambato de la

misma ciudad y se graduó de Bachiller en Ciencias, especialización Químico

Biológicas.

Continúo los estudios universitarios en la Escuela Politécnica Nacional de la ciudad

de Quito en la Facultad de Ingeniería Química y Agroindustria. En los últimos

semestres de la carrera se desempeñó como Ayudante de laboratorio en el

Laboratorio de Operaciones Unitarias de la misma Facultad y al final de la carrera

obtuvo el título de Ingeniera Química en el año 2009.

Desde el año 2009 inicia el ejercicio profesional en la empresa REPSOL ECUADOR

S.A. en el cargo de Técnico de Laboratorio del Departamento de Ingeniería y

posteriormente en el Departamento de Integridad de Tuberías.

Ha realizado varios cursos y talleres de especialización de entre los cuales se

mencionan: Curso NACE Corrosión Interna en Tuberías-Básico, NACE

Internacional Sección Perú -“Tecnólogo en Corrosión Interna”-, Curso

especializado en Troubleshooting para Procesos de Destilacion, Décimo Programa

de Gestores de la Calidad en los Laboratorios en el Instituto Ecuatoriano de

Normalización-INEN-“Evaluador Técnico de Laboratorios en Sistemas de Gestión

de la Calidad según Norma ISO/IEC 17025”. Además ha participado en la acción

formativa presencial “PASANTIA EN REFINO” en la Refinería La Pampilla en Lima,

Perú.

Al momento se desempeña como Operadora de Producción de la Planta Topping

del Departamento de Energía de la empresa REPSOL ECUADOR S.A.

universidad central del ecuador - … · generadores waukesha de la empresa repsol-bloque 16...

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