Licuefaccin de Gas Natural

LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL: una importante alternativa energética

1

LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL:

UNA IMPORTANTE ALTERNATIVA ENERGÉTICA

DR.-ING. MSC. FABIO EMIRO SIERRA VARGAS

DR-ING. MSC. CARLOS ALBERTO GUERRERO FAJARDO

ING. CARLOS ANDRÉS GUERRERO ROMERO

Grupo de Investigación en Aprovechamiento Energético de Recursos

Naturales. Universidad Nacional de Colombia, Facultad de Ciencias-

Departamento de Química– Sede Bogotá.

Grupo de Investigación en Mecanismos de Desarrollo Limpio y

Gestión Energética. Universidad Nacional de Colombia, Facultad de

Ingeniería–Sede Bogotá.

© Universidad Nacional de Colombia


2

Facultad de Ingeniería Departamento de Ingeniería Mecánica y Mecatrónica © Carlos Alberto Guerrero Fajardo Profesor Asociado Primera edición, 2011 Bogotá, Colombia

Decano: Diego Fernando Hernández Lozada Vicedecano Académico: Gerardo Rodríguez Niño Director del Departamento de Ingeniería Mecánica y Mecatrónica: Luis Eduardo Benítez

Circulación restringida

Prohibida la circulación total o parcial por cualquier medio

Editado por la asociación de Ingenieros Mecánicos de la

Universidad Nacional AIMUN

ISBN 978-958-99238-1-8


3

LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL:

UNA IMPORTANTE ALTERNATIVA ENERGÉTICA

DR.-ING. MSc. CARLOS ALBERTO GUERRERO

FAJARDO. Profesor Asociado Universidad Nacional. Departamento

de Química. Director grupo de Investigación en Aprovechamiento

Energético de Recursos Naturales.

DR.-ING. MSc. FABIO EMIRO SIERRA VARGAS. Profesor

Asociado Universidad Nacional Departamento de Ingeniería Mecánica.

Director del grupo de Investigación en Mecanismos de Desarrollo

Limpio y Gestión Energética.

ING. CARLOS ANDRÉS GUERRERO ROMERO. Miembro del

grupo de Investigación en Aprovechamiento Energético de Recursos

Naturales.


4

PROLOGO

En la actualidad gran parte del requerimiento energético mundial

se centra en los combustibles, lo que los convierte en productos de

vital importancia y por tal razón están en medio del conflicto

internacional por su manejo y control que permite el

fortalecimiento de las economías. El petróleo es el motor de las

economías mundiales y es por ello que la generación de

combustibles como el Gas Natural Licuado se convierte en un

elemento esencial para la economía y desarrollo de los países.

Es de interés general para nuestro país, obtener una buena

capacidad energética y un avance tecnológico que permita un

abastecimiento efectivo, generando un mayor desarrollo

tecnológico que favorezca nuestra economía y que genere un

avance hacia el desarrollo de energías limpias.

El gas natural se ha desarrollado en los últimos años de manera

acelerada, teniendo en cuenta que empieza a ser competitiva

frente a otros combustibles como la gasolina, es por ello que los

últimos avances tecnológicos se dirigen hacia el desarrollo

tecnológico en el transporte que requiere una transformación

importante para solucionar los problemas de desabastecimiento

que han venido afectando sustancialmente al sector industrial.

El desarrollo de una planta que realice el proceso de licuefacción

del gas se convierte en una alternativa que facilite el transporte, del

mismo modo es posible almacenarlo para su distribución a grandes


5

distancias y sin gastos en infraestructura, como consecuencia del

mismo se logrará suplir la demanda actualmente insatisfecha.

Es en este tipo de macro proyectos, la investigación científica

tiene el compromiso de estar trabajando para beneficio del país,

teniendo en cuenta el potencial de hidrocarburos que posee

nuestra región. Por tal razón, el grupo de investigación

“Aprovechamiento energético de recursos naturales” de la Facultad

de Ciencias y el grupo “MDL y Gestión Energética” de la Facultad de

Ingeniería Mecánica-Mecatrónica, ambos de la Universidad

nacional de Colombia-Sede Bogotá, trabajaron conjuntamente en

este proyecto de simulación para establecer la tecnología más

apropiada con el fin de desarrollar el proyecto de licuefacción del

gas natural en Colombia y buscar alternativas para los productos del

fraccionamiento y adecuación del gas natural para su licuefacción.

Los Autores


6

CAPITULO 1

INTRODUCCIÓN

Una de las principales fuentes energéticas del mundo, es el gas

natural, una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso,

constituida principalmente por metano y etano, el primero de los

cuales representa entre el 75 y 95% del volumen total de la mezcla,

y en menor proporción por propano, butanos, pentanos e

hidrocarburos más pesados. Generalmente, el gas natural contiene

impurezas tales como vapor de agua, gas carbónico, nitrógeno, e

inclusive sulfuro de hidrógeno, mercaptanos y helio (ECOPETROL).

El gas natural se encuentra en yacimientos en el subsuelo, por lo

que se obtiene directamente al hacer perforaciones en terrenos

petrolíferos en capas superiores o perforaciones profundas,

procedentes de las transformaciones geológicas durante el

cámbrico hasta los estratos más recientes. Después de procesado y

purificado, el gas natural se emplea como materia prima o como

combustible en los sectores industrial, termoeléctrico, doméstico,

comercial y de transporte terrestre, con fines de calefacción,

alumbrado, obtención de gasolina, helio y otros productos

químicos.

El gas natural apenas se utilizaba en la industria, debido a la

abundancia de combustibles sólidos y líquidos y, a la dificultad que

representaba su transporte y almacenamiento. Su uso fue posterior

al del petróleo, pues inicialmente el gas natural que aparecía en casi

todos los yacimientos petrolíferos, se quemaba a la salida del pozo


7

como un residuo más. Sin embargo, la disminución progresiva de las

reservas de hidrocarburos, ocasionó que los productores de

combustibles fósiles encontraran una forma de aumentar la

extracción de hidrocarburos, mediante el desarrollo de técnicas y

procedimientos de licuefacción de gases, o bien para soldar

tuberías capaces de resistir altas presiones (para la construcción de

gasoductos) (Ávila, 2009).

En la actualidad el gas natural como fuente de energía es vital en

el desarrollo de países como China, quienes han aplicado múltiples

medidas regulatorias e incentivos en dicha dirección. Entre las

aplicaciones novedosas del gas natural está el suministro a

estaciones satelitales, el uso como combustible en automóviles

(reduciendo de esta manera la polución presente en el aire), la

conservación de alimentos, la licuefacción del aire, la producción de

hielo seco y la pulverización criogénica (Lin, W. et al., 2007).

1.1 PANORAMA DEL MERCADO DE GAS NATURAL

Actualmente, los países del medio oriente cuentan con más de la

mitad de las reservas mundiales de petróleo y gas natural, por lo

que la participación de los demás países en la regulación de los

precios de los combustibles es muy poca. Este efecto, es controlado

por la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP, que

está orientada a un control más directo de los recursos petroleros

de cada país y a los precios de exportación en beneficio del país

productor y no de compañías extranjeras (Ávila, 2009). En el

Informe de Estadísticas Energéticas de 2009 emitido por la

Organización Latinoamericana de Energía, OLADE, se encuentra la


8

distribución mundial de las reservas probadas de Gas Natural

(Figura 1.1).

Figura 1.1 Reservas Probadas Mundiales de Gas Natural.

Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas, OLADE. 2009.

De acuerdo al último informe estadístico de Energía en el mundo

emitido en Junio de 2010 (BP Statistical Review of World Energy

June 2010), el gas natural fue el combustible que experimentó el

mayor y más rápido descenso en consumo en la historia en todas

las regiones, exceptuando el Medio oriente y Asia Pacífica, con una

caída de 2.1% para 2009. Debido a ello y a la disponibilidad de

precios competitivos de Gas Natural Licuado (GNL) en Europa, la

producción bajó drásticamente en Rusia (-12.1%) y Turkmenistán (-

44.8%). Sin embargo, Estados Unidos presentó por tercer año

consecutivo el mayor incremento en el mundo en la producción de

gas natural; el Medio Oriente y Asia Pacífica también aumentaron la

producción, impulsados por el crecimiento en Irán, Qatar, India y

China. El comercio mundial de gas natural se contrajo un 2.1% en

2009, el transporte en gasoductos se redujo un 5.8%, compensando

con creces el incremento del 7.6% en el comercio de GNL. Este

último hecho, se debe a la aceleración en las exportaciones de

Qatar y el surgimiento de Rusia como un exportador de GNL, que


9

representó el 30.5% del comercio de gas. La Figura 1.2 y la Figura

1.3, presentan el consumo y producción de gas natural discriminada

por zonas, observando el comportamiento anterior.

Figura 1.2 Consumo Anual de Gas Natural por Zona Geográfica.

Fuente: Adaptado de BP Statistical Review of World Energy. June 2010.

Figura 1.3 Producción Anual de Gas Natural por Zona Geográfica.

Fuente: Adaptado de BP Statistical Review of World Energy. June 2010.

–

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

Bil

lon

es d

e m

3

Año

Consumo Anual de Gas Natural

Norte América

Sur y Centro AméricaEuropa y Eurasia

Medio Oriente

–500,0

1000,0 1500,0 2000,0 2500,0 3000,0 3500,0

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

Bil

lon

es d

e m

3

Año

Producción Anual de Gas Natural

Asia Pacífico

África

Medio Oriente


10

La producción de Gas Natural en Colombia se registra para 2006

en 8.94 Gm3 con un consumo de 8.43 Gm3, lo cual lo sitúa en la

séptima posición en los países miembros de la OLADE (Figura 1.4)

(OLADE, 2007).

Figura 1.4 Producción de Gas Natural en América Latina en 2006.

Fuente: Sistema de Información Económica Energética. 2007. Gm3 Giga

metro cúbico.

El proceso de enfriar el gas natural hasta su estado líquido,

transportar el GNL, almacenarlo en su punto de entrega y re-

gasificar el gas para distribuirlo se conoce comúnmente como

“Cadena de suministro de GNL” (Özelkan, E. et al., 2007). El

comercio de GNL ha presentado un crecimiento mundial, debido –

entre otros factores- a la disminución en los costos de transporte y

distribución y disminución de la producción en aquellas regiones

abastecedoras a través de gasoductos.

Medinaceli M., presenta en un estudio realizado al mercado de

Gas Natural Licuado en América del Sur en 2009, la posible


11

evolución futura en la capacidad de regasificación en esta zona, las

cuales reflejan la tendencia al crecimiento del GNL (Figura 1.5).

Figura 1.5 Capacidad proyectada de Regasificación en América del Sur.

Fuente: Mendinaceli M., 2009.

Empleando cuatro proyecciones de demanda con tasas de

crecimiento entre 1% y 4% Medinaceli M., contrasto en su estudio,

la capacidad instalada de GNL proyectada al año 2015 con el

consumo interno de América del Sur, la cual evidencia que si los

proyectos se desarrollan de acuerdo a lo planificado, en el presente

año se estaría cubriendo aproximadamente el 5% de la demanda

interna de gas natural, y el 17% y 22% para el año 2015 (Figura 1.6).


12

Figura 1.6 Proyectos de GNL vs. Consumo Interno de Gas Natural.


En el caso de Colombia, el único proyecto de regasificación podría

cubrir la demanda incremental en el mediano y largo plazo (Figura

1.7), pero de acuerdo al crecimiento del consumo interno de gas

natural en Colombia (Tabla 1.1) se estima que el problema para la

construcción de una planta de regasificación es que la demanda de

gas natural actual y proyectada, probablemente no justifica la

puesta en marcha de un proyecto de dicha magnitud.


13

Figura 1.7 Proyectos de GNL vs. Consumo Incremental –Colombia.


Período Tasa de crecimiento

promedio anual

2005-2007 0.11%

2003-2007 1.92%

2001-2007 0.91%

1987-2007 2.60%

Tabla 1.1 Crecimiento del Consumo Interno de Gas Natural –Colombia

Fuente: Medinaceli M., 2009

REFERENCIAS

Ávila Leiva, Rodrigo L. (2009). Gas natural: Uso, transporte y

desarrollo de nuevas tecnologías. Universidad Austral de Chile.

Escuela de Ingeniería Naval.

ECOPETROL. Gas Natural. Disponible en:

http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=210&conID=3

6624. Consultado: 2010-10-25.




14

Lin, W. et al. (2007) LNG (liquefied natural gas): A necessary part in

China’s future energy Infrastructure. Energy

BP Statistical Review of World Energy. June 2010. Disponible en:

http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_

english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2008/

STAGING/local_assets/2010_downloads/statistical_review_of_worl

d_energy_full_report_2010.pdf. Consultado: 2010-10-30.

Medinaceli M., 2009. El Mercado de Gas Natural Licuado (GNL) en

América del Sur: Una aproximación preliminar. OLADE. Disponible

en:

http://www.olade.org.ec/documentos2/hidrocarburos/Proyecto.G

NL.pdf. Consultado: 2010-10-30.

OLADE. Informe de Estadísticas Energéticas 2009. Año Base 2008.

Disponible en:

http://www.olade.org/documentos2/InformeEnergetico2008/IEE-

2008.pdf. Consultado: 2010-10-30.

OLADE. Sistema de Información Económica Energética. Energía en

Cifras. Versión No. 18. Quito, Noviembre de 2007. Disponible en:

http://www.olade.org.ec/documentos2/plegablecifras-2006.pdf.

Consultado: 2010-10-30.

Özelkan, E. et al. (2007) Optimizing liquefied natural gas terminal

design for effective supply-chain operations. International Journal of

Productions Economics. Volume 11, Issue 2, February 2008. Pages

529-542.

http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2008/STAGING/local_assets/2010_downloads/statistical_review_of_world_energy_full_report_2010.pdf




http://www.olade.org.ec/documentos2/hidrocarburos/Proyecto.GNL.pdf

http://www.olade.org.ec/documentos2/hidrocarburos/Proyecto.GNL.pdf

http://www.olade.org/documentos2/InformeEnergetico2008/IEE-2008.pdf

http://www.olade.org/documentos2/InformeEnergetico2008/IEE-2008.pdf

http://www.olade.org.ec/documentos2/plegablecifras-2006.pdf


15

CAPITULO 2

GENERALIDADES DEL GAS NATURAL

Términos de referencia:

Sistema: Cuerpo de materia con límites finitos (definidos)

que puede considerarse, si se desea, aislado del medio que

lo rodea.

Estado: Condición de un sistema a un tiempo particular. Se

determina cuando todas las propiedades intensivas del

sistema son fijas. El número mínimo de propiedades que

deben describirse para fijar las propiedades dependen del

número de componentes y fases presentes en el sistema.

Equilibrio: Se considera que existe equilibrio en un sistema,

cuando sus propiedades intensivas permanecen constantes

con el tiempo, bajo las condiciones a las que existe el

sistema.

Presión de Vapor: Es la presión que ejerce la fase vapor en

el recipiente que lo contiene, cuando el líquido y vapor de

un componente puro se encuentran en equilibrio a

determinadas condiciones de presión y temperatura. El

número de moléculas que se escapan del liquido, es igual al

número de moléculas que regresan a él.

Punto de rocío: Estado de un sistema multicomponente

completamente gaseoso en equilibrio con una cantidad

infinitesimal de liquido.

Presión y temperatura de rocío: Es la condición de presión

y temperatura a la cual el sistema se encuentra en su punto

de rocío.


16

Punto de burbujeo: Estado de un sistema multicomponente

completamente liquido en equilibrio con una cantidad

infinitesimal de gas.

Presión y temperatura de burbujeo: Es la presión y

temperatura a la cual el sistema se encuentra en su punto

de burbujeo.

Gas saturado: Gas en equilibrio con un líquido, a una

presión y temperatura dadas, correspondientes al punto de

rocío.

Curva de punto de rocío: Lugar geométrico de los puntos

de presión y temperatura a los cuales se forma la primera

gota de líquido, al pasar un sistema del estado gas, al

estado de dos fases. Comúnmente se denomina curva de

rocío.

Curva de punto de burbujeo: Lugar geométrico de los

puntos de presión y temperatura a los cuales se forma la

primera burbuja, al pasar un sistema del estado líquido, al

estado de dos fases. Comúnmente se denomina curva de

burbujeo.

Región de dos fases (gas-liquido): región encerrada por las

curvas de los puntos de rocío y burbujeo, en un diagrama

presión-temperatura del sistema donde el gas y liquido

coexisten en equilibrio.

Presión y temperatura críticas: Presión y temperatura a las

condiciones críticas.

Líneas Isovolumétricas: También se denominan líneas de

calidad. Es el lugar geométrico de los puntos de igual

porcentaje de volumen líquido en la región de dos fases de

un diagrama P-T de un sistema dado.


17

Cricondembático: Presión máxima a la cual las fases liquido

y gas puedan coexistir.

Cricondentérmico: Temperatura máxima a la cual las fases

liquida y gas pueden coexistir.

Comportamiento retrógrado: Formación de una fase de

mayor densidad (condensación), al someter un sistema a

una reducción isotérmica de presión o un incremento

isobárico de temperatura. También puede definirse en el

sentido inverso: formación de una fase de menor densidad

(vaporización), al someter un sistema a un aumento

isotérmico de presión o a una reducción isobárica de

temperatura.

Región retrograda: Cualquier región, en el diagrama P-T de

un sistema, donde se produce condensación o vaporización

en sentido inverso a lo que normalmente ocurre, es decir,

donde existe un comportamiento retrógrado.

Condensación retrograda: Formación de liquido

(condensación) en un sistema, debido a la disminución

isotérmica de presión o aumento isobárico de temperatura.

Vaporización retrograda: Formación de gas (vaporización)

en un sistema, debido a la disminución isobárica de

temperatura o aumento isotérmico de presión.

Merma: Es la disminución en volumen de una fase líquida

debido a la liberación de gas en solución y contracción

térmica de líquido.

• Certidumbre de Ocurrencia: En yacimientos de crudo y gas,

es la factibilidad con la que se da la posibilidad de encontrar

un yacimiento factible de explotación. Se tiene para este

criterio una definición de reservas probadas, probables y

posibles.


18

• Facilidades de Producción: Son aquellos sistemas, equipos y

mecanismos para ajustar las propiedades de un fluido

extraído de yacimiento antes de trasportarlo o procesarlo.

Se tienen para este criterio reservas probadas desarrolladas

y reservas probadas no desarrolladas.

• Método de Recuperación: Son los sistemas empleados para

realizar la recuperación de los fluidos de un yacimiento

hasta llevarlo a la superficie, depende de la variación de las

propiedades de los fluidos en el yacimiento con el tiempo,

fundamentalmente de la presión. Existen tres métodos de

recuperación básicos. Primario, aquel que aprovecha la

presión inicial del yacimiento en gradiente con la presión

superficial para que haya flujo del fluido hasta las

facilidades, para esto Py>>P0. Secundaria, aquella que

debido a una disminución en la presión del pozo,

fundamentalmente para pozos muy grandes y con alta vida

de producción, se reinyectan fluidos como agua o gas

(cuando no se extrae la fase gaseosa) con el objeto de

incrementar la presión sobre el fluido a extraer para que

continúe fluyendo por el gradiente establecido entre la

superficie y el pozo. Terciaria, una vez que el gradiente de

presión no es el adecuado para que el fluido salga a la

superficie, es necesario involucrar un sistema de bombeo e

inyección de componentes que reduzcan el tamaño del

pozo para mantener una presión necesaria para realizar el

bombeo, por lo general, esta técnica se aplica cuando los

pozos están al final de su vida productiva. Se tienen

reservas primarias y suplementarias para este criterio.

• Reservas Probadas: “Son los volúmenes de hidrocarburos

estimados con razonable certeza y recuperables de


19

yacimientos conocidos, de acuerdo con la información

geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones

operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales

prevalecientes”.

• Reservas Probables: “Son los volúmenes estimados de

hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los

cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y

económica, bajo las condiciones operacionales

prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al

de las reservas probadas) que se podrán recuperar”

• Reservas Posibles: “Son los volúmenes de hidrocarburos,

asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la

información geológica y de ingeniería indica (con un grado

menor de certeza al de las reservas probables) que podrían

ser recuperados bajo condiciones operacionales y

contractuales prevalecientes”.

“Se presenta entonces la interrogante de cómo se

determina el grado de certeza que dirá como se

clasificarán las reservas, y la respuesta a esto se tiene

apelando a la simulación de yacimientos”.

2.1 Generalidades de los hidrocarburos

El gas natural es una mezcla de diversos gases relacionados

generalmente a los yacimientos de petróleo, es usado como una

fuente de energía no renovable y fundamentalmente se compone

por hidrocarburos de bajo peso molecular tales como metano (en

cantidades que pueden superar comúnmente el 95%), etano,

propano, butano, pentano, hexano y en pequeñas proporciones

trazas de compuestos más pesados que rara vez superan las


20

cadenas de 12 átomos de carbono; Aunque su composición varía

según el tipo de yacimiento en el que éste se encuentre, también es

común encontrar otros gases como nitrógeno, dióxido de carbono

(CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), helio, mercaptanos y otros

componentes según la conformación geológica del pozo.

Generalmente el gas natural se encuentra atrapado en

conformaciones geológicas subsuelo que permiten su

almacenamiento, para que esto suceda deben existir condiciones

de presión, espacio y sello adecuados que impidan su salida. Esto

hace posible entonces encontrar el gas en pozos de petróleo

asociado a él, el cual se denomina gas asociado al petróleo o en

pozos con poco o nada de petróleo al cual se le denomina gas no

asociado.

No se sabe con certeza el origen del gas natural, pero con

seguridad está muy ligado al origen del petróleo. Para tratar de dar

una explicación al origen de estos recursos, a lo largo de la historia

se han propuesto diversas teorías sobre la formación del crudo y el

gas natural, pero dos de estas teorías son las que más acogida han

tenido por los científicos: la teoría Orgánica y la teoría Inorgánica de

conformación de hidrocarburos. La teoría orgánica proporción una

explicación bastante aceptada por científicos y geólogos. Se cree, y

existen pruebas de que el mar en la antigüedad (hace millones de

años) cubría la mayor parte de la tierra, un ejemplo de esto es la

evidencia geológica encontrada en los golfos de Arabia y México,

se estableció que este primero se encontraba cubierto por el mar

Arábigo hace millones de años, pero la irrigación de sedimentos por

parte de los ríos Tigris y Éufrates ha ayudado a la conformación de

la plataforma que se conoce hoy en día. Por tal motivo durante el


21

desarrollo geológico, los ríos que fluyen hacia los mares llevan

grandes cantidades de lodo y material sedimentable que recogen a

lo largo de su trayectoria lo cual genera capas de acumulación de

esta clase de material en el fondo del mar. Con la acumulación

durante millones de años se han formado capas de miles de metros

de barro lo cual generó una alta presión sobre los sedimentos

depositados en las capas inferiores, esto ayudo entonces a la

conformación de las rocas sedimentarias (areniscas y pizarras) y los

carbonatos, formando contenedores geológicos en donde

actualmente se encuentra el petróleo y el gas. Las pequeñas plantas

y vida animal que llegaron al mar en el lodo, contando la cantidad

de material biológico de los sedimentos y marinos atrapados en las

capas inferiores, constituyen la fuente principal de materia

orgánica, la cual sufrió descomposición por acción del oxigeno (O2)

y bacterias. En este proceso se obtienen productos como CO2, N2,

NH3, CH4, C2H6,... y a la vez se forman los primeros productos

líquidos solubles en agua. Quedando el material más estable

respecto a la acción química y bacteriana en las zonas

sedimentarias.

A medida que pasa el tiempo, las rocas sedimentarias van

quedando enterradas por otras capas que se superponen a lo largo

de mucho tiempo, entre 1,5 y 3km de profundidad. En este tipo de

conformaciones hay un medio reductor, hay temperaturas más

altas que las condiciones atmosféricas (de hasta 200ºC), presiones

considerables (10-30Mpa), y además, todo este conjunto estará

encajonado entre otras rocas, las cuales pueden tener sustancias

que funcionen como catalizadores que favorecen reacciones entre

el material orgánico (arcillas). Todo esto hace que se produzcan una

serie de transformaciones.


22

La teoría actual considera que es en esta etapa cuando las

sustancias orgánicas, especialmente los lípidos (grasas, ceras,...),

sufren la descomposición debido a los efectos térmicos y catalíticos

dando lugar a los hidrocarburos constituyentes del petróleo. Este

proceso es largo y complicado, por lo que los detalles de los

mecanismos de este proceso están todavía sin aclarar, aunque

existen algunas teorías sobre determinadas etapas.

Como el material orgánico inicial del cual procede el petróleo se

encuentra disperso, los productos resultantes de su transformación

(gas o petróleo) también estarán dispersos en la roca madre

petrolífera, normalmente arcilla.

Por otra parte, la teoría inorgánica del origen de los hidrocarburos

(Propuesta desarrollada ampliamente por Berthelot (1886),

Mendeleiev (1897) y Moissan (1902)) establece que el petróleo se

formó en depósitos de carbón, metales y arcillas profundos que

pertenecen a la conformación de la corteza terrestre desde la

formación misma de la tierra; la producción de los aceites minerales

se debería a la descomposición de carburos metálicos por la acción

del agua. Las aguas de filtración, en contacto con los carburos

metálicos contenidos en las profundidades del suelo, darían

hidrocarburos acetilénicos de cadena corta, que se transformarían

en hidrocarburos saturados, cada vez más complejos, por

polimerización y condensación.

Así es como una hipótesis emitida por Sabatier y Senderens, hace

intervenir una reacción catalítica con fijación de hidrógeno, en

presencia de metales como el níquel, en estado muy dividido.

http://www.monografias.com/trabajos10/fimi/fimi.shtml

http://www.monografias.com/trabajos35/categoria-accion/categoria-accion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/tesisgrado/tesisgrado.shtml

http://www.monografias.com/trabajos34/hidrogeno/hidrogeno.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/coma/coma.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/elorigest/elorigest.shtml


23

Algunos geólogos han pensado vincular la formación de aceites

minerales a fenómenos volcánicos: en efecto, los restos de terrenos

eruptivos, a menudo contienen hidrocarburos, y el azufre, producto

volcánico por excelencia, constituye casi constantemente las tierras

petrolíferas. Se comprueba también, en el curso de las erupciones,

un desarrollo de hidrocarburos gaseosos, que podrían polimerizarse

en el curso de los fenómenos postvolcánicos.

Pero esta hipótesis no encara la posibilidad de descomposición de

los petróleos a temperatura de las bocas de erupción, que es muy

elevada, y aunque se ha verificado en algunos yacimientos

(Cáucaso, Rumania, Galicia), no ha sucedido lo mismo en las

regiones petrolíferas de Canadá, Texas y Rusia del Norte.

El petróleo es una mezcla líquida a condiciones de presión y

temperatura que están dentro de un ancho margen, sin embargo

sus propiedades pueden variar dependiendo de la composición,

además según el medio en el que éste se encuentre puede liberar

parte de los componentes más livianos que contenga. Por otra

parte, el gas natural es una mezcla gaseosa a condiciones normales

de presión y temperatura, esto hace que tanto el gas como el

petróleo tengan mayor movilidad que el carbón, de la misma forma

el agua que queda como residuo. Así podrán moverse, de tal forma

que normalmente las bolsas de petróleo y gas emigran, por lo que

generalmente no se van a encontrar en el mismo sitio de la

formación. Los geólogos denominan a este fenómeno migración, la

cual puede ser primaria o secundaria.

Como resultado de la migración primaria, el petróleo y el gas se

van a colocar en las rocas vecinas, siempre que sean porosas. Las

http://www.monografias.com/trabajos12/elproduc/elproduc.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/desorgan/desorgan.shtml


24

causas de esto pueden ser un desalojamiento forzado, difusión (el

petróleo busca otro sitio; los que más se difunden serán los gases),

desplazamiento debido al agua, presión por causa de los estratos,

filtración por los poros de las rocas madre o bien puede viajar como

mezcla de gas y vapor cuando hay grandes temperaturas y

presiones.

Esta masa de petróleo y gas va a moverse posteriormente hacia

arriba, en lo que se denomina migración secundaria, a través de los

estratos porosos y como consecuencia de la gravedad o de la

presión de las placas tectónicas, emigra hasta llegar a la roca

impermeable que no permite la difusión a través de ella. Esto se

denomina trampa estratigráfica para la bolsa de gas y petróleo. Hay

diferentes tipos de trampas estratigráficas:

Anticlinal:

Esta clase de reservorio se forma por el plegamiento de las capas

de roca que conforman la corteza terrestre, con flancos inclinados

en sentido opuesto (Figura 2.1).

El domo cimentado por las paredes es circular, creando una zona

anticlinal larga y estrecha. El gas y el crudo emigraron desde el

estrato permeable hasta quedar atrapados en la roca madre por las

capas de sello que encierran el pozo.


25

Figura 2.1 Pozo Anticlinal. (1) Bombeo de agua, (2) Extracción de crudo, (3)

Extracción de Gas. Tomado y adaptado de: (Abdel-Aal, H. K. and Aggour,

Mohamed. Petroleum & Gas field Processing 2003.Ed, Marcel Dekker,Ink.

Chap 1: Oil & Gas)

Domo salino:

Esta clase de pozo, constituye en una cúpula de sal que con el

desarrollo geológico del suelo se solidifica y va desplazando las

capas de roca adyacentes generando un alza de las demás capas de

la corteza (Figura 2.2). El petróleo y el gas quedan atrapados

entonces entre capas de roca impermeable o bien entre una capa

impermeable y el domo salino.


26

Figura 2.2 Conformación de Domo salino. Tomado y adaptado de: (Abdel-

Aal, H. K. and Aggour, Mohamed. Petroleum & Gas field Processing 2003)

Falla:

Se produce cuando los estratos se rompen, quedando una capa

porosa frente a otra impermeable (Figura 2.3). Así frena el paso del

petróleo o del gas, produciéndose una acumulación que crea el

yacimiento.


27

Figura 2.3 Conformación tipo falla. Tomado y adaptado de: (Abdel-Aal, H.

K. and Aggour, Mohamed. Petroleum & Gas field Processing 2003)

Inconformidad Geológica:

Este tipo de pozo se forma por una inconformidad geológica en la

cual las capas impermeables de roca son dispuestas en forma

irregular a través de la corteza, generando puntos de corte con

otras capas que pueden servir de sello al crudo y gas.

Tipo Cápsula:

Esta clase de yacimiento no es muy común, sin embargo se

presenta en conformaciones geológicas tales que, por una

deposición irregular de los sedimentos y pizarras que conforman la

roca, se crean espacios de material poroso (en donde generalmente

se encuentra el petróleo) rodeado por material no poroso,

favoreciendo el “encapsulamiento” de los hidrocarburos.


28

Combinación de yacimientos:

La combinación de fallas, cambios bruscos de porosidad, plegado

de la roca y otras condiciones propias de la transformación

geológica del yacimiento, permiten el almacenamiento del gas y

petróleo según el tipo de suelo en el que éste se encuentre. Esta

conformación es muy común debido a la maduración suficiente de

muchos de los pozos petroleros ya que la movilidad del suelo a lo

largo del tiempo, generan una combinación de trampas

estratigráficas.

Esta acumulación de gas y petróleo en las trampas es lo que se

denomina depósitos petrolíferos. Si su cantidad es grande o hay

varios depósitos en las rocas se le llama yacimientos de petróleo y

gas o por aparte, según cuál sea el mayoritario en cada caso. El

petróleo y el gas se encuentran difundidos en un gran espacio, y de

ahí viene el nombre que a los yacimientos se les da como campos

petrolíferos, por lo general el casquete formado por gas está

siempre en equilibrio con el petróleo líquido. Esto es así porque las

condiciones en las rocas hacen que el petróleo y el gas llenen los

poros de las rocas encajonantes (Parra, R., 2008). Así, cuanto

mayor sea el coeficiente de porosidad de las rocas, más se van a

encontrar saturadas de petróleo. Como consecuencia, las arcillas, y

en particular las húmedas, que prácticamente no tienen poros,

serán buenas rocas cobertoras.

Además de petróleo o gas en un depósito o yacimiento, también

vamos a encontrar agua, que procede de la materia inicial de la que

procede el petróleo. Esta agua va a ser salada, y el eliminarla es uno

de los primeros problemas que se presentan al tratar un crudo.


29

Los yacimientos de petróleo se encuentran a aproximadamente

entre unos 900-2000 m de profundidad, y es raro que el petróleo

aflore a la superficie. En la antigüedad se usaba, por ejemplo, en

Mesopotamia, aprovechando estos afloramientos superficiales. Un

afloramiento superficial puede ser una bolsa que ha quedado del

resto de una migración de hidrocarburos.

Los hidrocarburos que se presentan naturalmente pueden existir

en cuatro fases diferentes: gas, liquido, sólido o en forma coloidal

(Parra, R., 2008). Con base en el tamaño de la molécula, se puede

tener un mejor criterio para establecer la fase de algún estado

termodinámico de temperatura, presión y composición. Además de

esto, algunos hidrocarburos en el yacimiento contienen algunas

moléculas de asfaltenos y resinas que forman agregados

suspendidos (coloides) los cuales coexisten con el petróleo en una

fase separada. La tabla 2.1, presenta un resumen de los

componentes principales del petróleo.

Fracción Intervalo de ebullición

(°C)

Número de carbonos

Gas <20 C1-C4

Éter de petróleo 20-60 C5-C6

Nafta liviana 60-100 C6-C7

Gasolina 40-205 C5-C10

Kerosene 175-325 C12-C18

Gas Oil liviano >275 C12

Gas Oil pesado Volatilidad baja Cadenas largas

Asfalto No volátil Estructuras condensadas

Tabla 2.1 Componentes principales del petróleo.

Fuente: Kostas, J. Leontaritis. Course Practical Asphaltes Solutions & Manegement.

Universidad Surcolombiana, 1996. Pág 1.


30

Los hidrocarburos son compuestos orgánicos formados por

átomos de carbono e hidrógeno, los cuales se clasifican según la

cantidad de átomos y los tipos de enlaces que estos presenten. De

tal forma se pueden establecer grupos definidos de hidrocarburos

según la similitud de las estructuras. Estos grupos además,

presentan similitudes en algunas de sus propiedades físicas y

químicas, lo que permite inferir, de algún modo, el comportamiento

de mezclas grandes de estas sustancias. La figura 2.4, ilustra la

división general de los hidrocarburos.

HIDROCARBUROS

AlifáticosAromáticos

Anillos de Benceno

Alcanos

Enlace simple

CnH2n+2

Alquenos

Enlace doble

CnH2n

Alquinos

Triple enlace

CnH2n-2

Cicloalcanos

Enlace ciclico

saturado

CnH2n (compuesto de

anillos)

Figura 2.4 División general de hidrocarburos. Tomado y adaptado de:

(Parra Pinzón, Ricardo. Propiedades físicas de los fluidos de yacimientos

(2008). Editorial Universidad Surcolombiana).

2.2 Yacimientos de Gas Natural

Los fluidos presentes en el yacimiento, una vez extraídos estarán

en condiciones de presión y temperatura diferentes a las

condiciones en las que se exponían varios kilómetros bajo tierra,


31

por tal motivo las características de los fluidos no serán iguales en

ambos sitios, por lo que es necesario conocer la variación de las

propiedades termodinámicas para saber no solo el comportamiento

de los fluidos en la superficie sino que también, una vez extraídos,

predecir las propiedades del fluido dentro del pozo.

Como la presión dentro del yacimiento esta varía en función del

tiempo, las características de los fluidos presentes dentro del

mismo también varían. No obstante se considera, debido al

tamaño, que la temperatura dentro del yacimiento permanece

constante, por lo tanto el objetivo de estudio es analizar la variación

de las propiedades de los fluidos con la presión y la mejor forma de

hacerlo es usando los diagramas de fases multicomponente.

Por medio de estos diagramas, puede conocerse el estado del

sistema a determinadas condiciones de ´presión y temperatura, es

decir si existe, 1, 2, 3 o 4 fases (gas, liquido, sólido y coloidal) en

equilibrio a las condiciones impuestas.

No obstante, describir a la perfección el estado termodinámico en

esta clase de sistema sería una tarea complicada si éste se analiza

con la regla de las fases de Gibbs, la cual se presenta a

continuación:

P+V=C+2

Donde P es el número de fases presentes, V es la varianza y C el

número de componentes presentes. El término de varianza

identifica el número de propiedades intensivas que se deben

especificar para fijar por completo el estado de la masa de control.


32

Ahora, si se desea lograr que fijando la presión se conozca

plenamente el sistema descrito, la varianza para el sistema será 1,

de tal forma V=1, lo que indica que:

P+1=C+2

P-C=2-1

P-C=1

P=1+ C

Lo cual establece que la cantidad de fases presentes en el sistema

dependerá directamente del número de componentes, y si bien se

sabe, el sistema de hidrocarburos es una mezcla de muchos

componentes, por tanto rigurosamente hablando se tendrían tantas

fases como componentes tiene el sistema + 1.

Por tal motivo, se recurre a describir el sistema con diagramas de

fases según los cortes de hidrocarburos representativos, el

siguiente es un diagrama de fases común en un sistema de

hidrocarburos:


33

Figura 2.5 Diagrama de fases para un sistema de hidrocarburos,

representación esquemática de los tipos de fluidos en un reservorio:

(Carrillo Barandiarán, Lucio. Reservorios de Gas Condensado (2005),

Universidad Nacional de Ingeniería. Lima – Perú)

La clasificación correcta de un yacimiento requiere del

conocimiento del comportamiento termodinámico de las fases

presentes en el yacimiento y las fuerzas responsables de los

mecanismos de producción. En general, los yacimientos son

clasificados convencionalmente con base en la localización de los

puntos que representan la presión (Pi) y la temperatura (Ti) iniciales

del yacimiento con respecto a los diagramas P-T de los fluidos del

mismo.

De acuerdo con esto, los yacimientos pueden ser clasificados

dentro de dos tipos esenciales:

Yacimiento de petróleo:


34

Cuando la temperatura de un Yacimiento (Ty) es menor que la

temperatura crítica (Tc) de los fluidos del yacimiento, estos son

clasificados como yacimientos de petróleo.

Yacimiento de Gas:

Estos se presentan cuando la temperatura del yacimiento (Ty) es

mayor que la temperatura crítica (Tc) de los fluidos presentes en el,

formando una fase gaseosa, por lo cual se clasifican como

yacimientos de Gas.

2.2.1 Clasificación de los yacimientos de gas:

En general, los gases naturales pueden ser categorizados con base

en sus fases; y según las condiciones en el yacimiento se clasifican

en:

Yacimientos de Gas condensado retrogrado.

Yacimientos de gas condensado cerca al punto crítico.

Yacimientos de gas rico.

Yacimientos de gas pobre.

2.2.1.1 Yacimiento de gas condensado retrógrado:

Si la temperatura del yacimiento (Ty) se encuentra entre la

temperatura crítica (Tc) y la temperatura cricondentérmica (Tcdt) los

fluidos del yacimiento son de gas condensado retrógrado. Esta

categoría de yacimientos de gases es el único tipo de acumulación


35

de hidrocarburos en que el comportamiento termodinámico

especial de los fluidos es el factor controlador en el proceso de

desarrollo y de depleción del yacimiento.

Considerando que la condición inicial de un yacimiento de gas

retrogrado es representada por el punto (1) en el diagrama de fases

P-T de la figura 2.6, como la presión en el yacimiento es mayor de la

presión en el punto de rocío (punto 2), el sistema de hidrocarburos

existe con una fase simple (fase gas) en el yacimiento. Como la

presión del yacimiento declina isotérmicamente durante la

producción desde la presión inicial (punto 1) hasta la presión de

rocío (punto 2) en donde empieza a condensar el líquido. Este

proceso de condensación retrógrada es continuo con presión

decreciente hasta que el líquido alcanza un punto máximo de

volumen líquido en el punto 3. En este punto el líquido deja de

aumentar y comienza a disminuir, el yacimiento pasa de la región

retrógada a la región de vaporización normal. En el punto 4, el

volumen del líquido condensado ha disminuido; esto quiere decir

que parte del líquido condensado debe evaporarse.


36

Figura 2.6 Diagrama P-T yacimiento de gas condensado retrógrado.

Tomado y adaptado de: (Parra Pinzón, Ricardo. Propiedades físicas de los

fluidos de yacimientos (2008). Editorial Universidad Surcolombiana.)

2.2.1.2 Yacimientos de gas con pierna de petróleo:

Es común encontrar una pequeña pierna de petróleo en

yacimientos de gas condensado. En este caso el gas condensado se

encuentra saturado es su punto de de rocío y el petróleo se

encentra saturado en su punto de burbujeo. La figura 2.7, muestra

los diagramas de fases del gas condensado y del petróleo en

equilibrio. Una disminución de presión en este yacimiento produce

condensación retrograda en la capa de gas y liberación de gas en la

pierna de petróleo. El gas liberado se mezcla con el gas de la capa

de gas condensado y el condensado retrógrado con el petróleo de

la pierna.


37

Figura 2.7 Diagrama de fases de los fluidos de un yacimiento de gas con

pierna de petróleo. Tomado y adaptado de: (Parra Pinzón, Ricardo.

Propiedades físicas de los fluidos de yacimientos (2008). Editorial

Universidad Surcolombiana.)

2.2.1.3 Yacimientos de gas condensado cercanos al punto crítico.

Si la temperatura del yacimiento está cerca de la temperatura

crítica, la mezcla de hidrocarburos se clasifica como gas condensado

cerca al punto crítico. Debido a que todas las líneas de calidad

convergen al punto crítico, una rápida concentración se crea

inmediatamente declina la presión por debajo del punto de rocío

cruzando rápidamente diversas líneas de calidad. En el punto donde

el líquido deja de aumentar y comienza a disminuir, el yacimiento

pasa de la región de vaporización normal.


38

2.2.1.4 Yacimientos de gas rico.

Un diagrama típico de gas rico es mostrado en la figura 2.8, donde

la temperatura del yacimiento es superior a la temperatura

cricondentérmica. A causa de que la temperatura del yacimiento

excede la temperatura cricondentérmica de los hidrocarburos, los

fluidos del yacimiento siempre estarán en la región de fase gas

mientras que el yacimiento decae isotérmicamente a lo largo de la

línea vertical 1-2. Sin embargo, a medida que el flujo de gas es

producido hacia la superficie mostradoen la curva 1-3, la presión y

la temperatura del gas declinan y el gas entra en la región de dos

fases produciéndose la separación en superficie.

Figura 2.8 Diagrama P-T para yacimiento de gas rico. Tomado y adaptado

de: (Parra Pinzón, Ricardo. Propiedades físicas de los fluidos de

yacimientos (2008). Editorial Universidad Surcolombiana.)


39

2.2.1.5 Yacimiento de gas pobre

Un yacimiento típico de gas pobre es el mostrado en la figura 2.9,

donde la temperatura del yacimiento es superior a la temperatura

cricondentérmica. La mezcla de hidrocarburos existe como un gas

en el yacimiento hasta superficie como lo muéstrala isoterma a lo

largo de la línea vertical 1-2 y la trayectoria del gas producido hacia

superficie mostrado en la curva 1-3. Él único líquido asociado con

un gas en un yacimiento de gas pobre es el agua.

Figura 2.9 Diagrama P-T para yacimiento de gas pobre. Tomado y

adaptado de: (Parra Pinzón, Ricardo. Propiedades físicas de los fluidos de

yacimientos (2008). Editorial Universidad Surcolombiana.)


40

Tabla 2.2 Rango y características del gas en los diferentes tipos de yacimientos de gas

Características Gas condensado

retrógrado Gas Rico Gas Pobre

Relación gas- condensado, PCS/BS 8000-70000 60000-100000 >100000

Gravedad API del condensado en el tanque >50 >60 -

Color del condensado en el tanque Amarillo incoloro Incoloro -

Factor volumétrico del condensado, BY/BS >2 - -

Composición del C1 y C7+,fluido de gas,

fracción molar

C7+ ≤ 12.5%

C1 >60% GPM>3

C1>90%

C5+<1%

Temperatura típica del yacimiento, °F ~250 ~180 ~150

Rango de presión típica del yacimiento,

psia 2500-7000 2000-5000 1500-2500

Fuente: Parra Pinzón, Ricardo. Propiedades físicas de los fluidos de yacimientos (2008). Editorial Universidad

Surcolombiana


41

2.3 Clasificación del gas natural

2.3.1 Propiedades físicas del gas

El gas natural, es una de las fases que mayor variación puede

tener en sus propiedades debido al cambio de presión. El cambio

de volumen, la densidad, la viscosidad y la compresibilidad son

factores muy importantes a analizar no solo cuando se desea

estudiar el comportamiento de hidrocarburos gaseosos, sino que

permiten entender y dar mayor criterio a la hora de diseñar

cualquier equipo puesto que las dimensiones están estrechamente

relacionadas con los volúmenes de gas, si se estiman estos

volúmenes a las condiciones del yacimiento, puede incurrirse en un

error. Por tal motivo, este tema ha sido ampliamente desarrollado

en la actualidad.

2.3.2 Clasificación de gas natural según su composición

El gas natural, entendiéndose como la mezcla de hidrocarburos de

bajo peso molecular, en mayor proporción metano y etano, así

como otros gases livianos asociados al tipo de yacimiento y a la

conformación geológica del mismo tales como sulfuro de hidrógeno,

dióxido de carbono, nitrógeno, helio y vapor de agua, puede

clasificarse según su contenido en gases ácidos o en su contenido de

líquidos que es posible extraer:


42

2.3.2.1 Según el contenido de gases ácidos, (H2S) Y (CO2)

Gas dulce:

Es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrógeno

(H2S) y dióxido de carbono (CO2) inferiores a 4 y 50 ppmv,

respectivamente.

Gas agrio:

Se caracteriza por contener grandes cantidades de sulfuro

de hidrógeno (H2S), dióxido de carbono (CO2) u otros

componentes ácidos (COS, CS2, Mercaptanos, etc.) por lo

cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre.

2.3.2.2 Según la cantidad de líquido posible de extraer

Gas Rico:

Es aquel que debido a su composición permite extraer

cantidades considerables de hidrocarburos líquidos, C3+,

mayor que 3USGPM (galones por 1000 pies cúbicos en

condiciones estándar).

Gas Pobre:

Esta clase de gas está compuesta principalmente por

metano y etano. Por esta razón la extracción de

hidrocarburos líquidos es muy baja, menor a 3 USGPM.


43

Tabla 2.3 Componentes típicos de los gases de yacimiento

Componente Gas Natural [%] Gas asociado al petróleo

Metano 70-98 45-92

Etano 1-10 4-21

Propano Trazas-5 1-15

Butanos Trazas-2 0.5-7

Pentanos Trazas-1 Trazas-3

Hexanos Trazas-0.5 Trazas-2

Heptanos+ Trazas-0.5 0-1.5

Nitrógeno Trazas-15 Trazas-10

Dióxido de carbono Trazas-5 Trazas-4

Sulfuro de hidrógeno Trazas-3 0-6

Helio 0-5 0

Fuente: Parra Pinzón, Ricardo. Propiedades físicas de los fluidos de

yacimientos (2008). Editorial Universidad Surcolombiana. Pág., 74.

La tabla 2.3, ilustra los componentes típicos del gas natural

obtenidos usualmente por cromatografía gaseosa a muestras de

diferentes yacimientos, en esta se plasma una media de la

composición de los gases que depende entre muchos factores, la

conformación geológica del yacimiento y las condiciones

establecidas dentro del mismo.


44

2.3.3 Ecuación de estado y estimación de propiedades del gas

natural

La clásica ecuación de los gases (1), fue desarrollada inicialmente

aplicando las leyes de Boyle y Charles (Gay Lussac), en donde se

establecía una primer aproximación al tratar de predecir la cinética

de los gases conforme la variación de sus propiedades. Esta

ecuación funciona bien en la mayoría de los gases si se tienen en

cuanta una serie de aproximaciones que a la postre dan buenos

resultados en condiciones de bajas presiones (<50 PSIa) y

temperaturas moderadas.

P: Presión absoluta del sistema

V: Volumen que ocupa el sistema gaseoso.

n: Número de moles de gas confinado en el volumen V.

R: constante universal de los gases (8.314472 J mol-1K-1)

(1.987207 Cal mol-1K-1) (0.082057 atm l mol-1K-1)

T: Temperatura absoluta del sistema.

Las suposiciones realizadas pueden resumirse en tres:

1. El movimiento molecular es libre debido a que no hay

atracción en tres las moléculas.

2. El gas ocupa todo el volumen que lo contiene y este se

considera en conjunto, despreciando el volumen molecular.

3. Las moléculas que se mueven libremente chocan entre sí,

de manera inelástica sin intercambio de energía.


45

Pero no siempre es posible considerar un sistema gaseoso con

comportamiento ideal, debido a que a presiones considerables

como las de algunos yacimientos, la relación (1) se desvía del

comportamiento real, por lo cual, de acuerdo con las propiedades

del gas es posible estimar un factor que permita usar esta ecuación

y así predecir el comportamiento de un sistema gaseoso. No

obstante el reto está, evidentemente en la estimación de este

factor, tomado por convención como “Z” y conocido como factor de

desviación del gas, que depende de las propiedades y condiciones

del sistema gaseoso.

El factor Z, como se puede ver en la ecuación (2), es introducido

en la ecuación (1) con el objeto de hacer una corrección al modelo

general de gases ideales. Este factor puede obtenerse

experimentalmente dividiendo el volumen real de “n” moles de gas

a presión (P) y temperatura (T), entre el volumen ideal ocupado por

la misma masa de gas a iguales condiciones de P y T:

Este factor puede ser menor o mayor que la unidad dependiendo

de la presión y temperaturas del sistema. Así pues, para una

temperatura constante (no demasiado alta, sTr≈2.6) y para

presiones cercanas a la atmosférica, es decir, sPr≈0, el valor de Z es

aproximadamente unitario. A medida que la presión aumenta, Z

disminuye pasando por un mínimo a determinada presión y para


46

aumentos posteriores de presión, Z aumenta pasando por la unidad

y sigue aumentando por encima de este valor.

Una determinación sencilla de este factor, puede hacerse con la

ecuación de Starling donde se determinan los valores de presión y

temperatura seudo-reducidas, sPr y sTr , que servirán de parámetro

de entrada a la figura 2.10:

Donde sPc y sTc se conocen como presión y temperatura

seudocríticas respectivamente y son propiedades de cada sustancia,

los cuales se pueden calcular por medio de dos rutas, conociendo la

composición del gas o por medio de la gravedad especifica:

Cálculo de sPc y sTc por medio de la composición del gas:

Para el gas natural:

Para el gas condensado:


47

Donde,

Pci, es la presión critica del componente i, [psia]

Tci, es la temperatura critica del componente i, [°R]

Yi y Zi, es la fracción molar del componente i en el gas natural y gas

condensado, respectivamente.

N, es el número de componentes en cada mezcla.

Cálculo de sPc y sTc con base en la gravedad específica del

gas, γg:

La gravedad específica es la relación entre la densidad másica de la

mezcla (sistema gas) y la densidad másica del aire (sustancia de

referencia) a condiciones estándar de presión y temperatura (14,7

PSIa y 60°F); asumiendo un comportamiento ideal del gas y del aire

se tiene:

Donde, Mg es el peso molecular aparente del gas [lb/lb mol] y Ma

es el peso molecular del aire (28.9625 lb/lbmol].


48

El peso molecular aparente de una mezcla de hidrocarburos en

estado líquido o gaseoso se puede determinar por:

Para el gas natural:

Para el condensado de gas:

Para el gas condensado:

Donde,

Mg, Mc y Mc: Es el peso molecular del gas natural,

condensado (liquido) y gas condensado,

respectivamente [lb/lbmol].

Mi: es el peso molecular del componente i en la mezcla

[lb/lbmol].

Yi, Xi y Zi: Es la fracción molar del componente i en el gas

natural, en el condensado y gas condensado,

respectivamente.

n: Es el número de componentes de la mezcla.


49

Banzer, C., propone la siguiente correlación para calcular los

valores respectivos de sPc y sTc en una mezcla de hidrocarburos,

dependiendo de la gravedad especifica del gas:

Por otra parte, Standing recomienda dos correlaciones:

Para gas natural pobre, γg <0,75:

Para mezclas de gases condensados o ricos , γg >0,75:


50

Figura 2.10 Factor Z para gases naturales. Tomado y adaptado de: (Parra

Pinzón, Ricardo. Propiedades físicas de los fluidos de yacimientos (2008).

Editorial Universidad Surcolombiana.)


51

Este método es bastante aceptado en la industria petrolera debido

a que para gases convencionales funciona muy bien con

desviaciones máximas de 3% con respecto a valores experimentales,

sin embargo para ciertas condiciones especiales el método no

puede funcionar, lo cual impone una cota con las siguientes

limitaciones:

El gas debe ser rico en metano (>80%).

No debe tener hidrocarburos aromáticos.

Debe tener un contenido de impurezas inferior al 4 %.

No presenta buenos resultados en temperaturas y

presiones cercanas a la crítica.

No se recomienda su uso a presiones superiores de 10.000

PSIa.

Es válido mencionar que existen ajustes a las curvas dependiendo

de la composición y condiciones del gas que se desea estudiar, tales

como los ajustes de Carr, Kobayashi y Burrows, Wichert-Aziz y

Meeham; no obstante el uso de estas ecuaciones es similar al que

aquí se presenta y para el objetivo del presente texto no se hará

mayor claridad.

2.3.4 Calculo del factor volumétrico del Gas (Bg)

El factor volumétrico del gas, designado por el símbolo Bg, se

define como el volumen en barriles [BY] (ó pies cúbicos [PCY]) que 1

pie cubico normal de gas ocupará como gas libre en el yacimiento a

las condiciones de presión y temperatura prevalecientes. Esto es, el

cambio de volumen que experimenta la fase gaseosa al pasar de las


52

condiciones del yacimiento a las condiciones de superficie como

consecuencia de la expansión del gas. Para gases reales, la relación

puede estimarse como:

Lo cual es:

Donde, P1, T1 y Z1 son condiciones estándar (14,7 PSIa, 60°F y 1

respectivamente)

Por tanto se tiene:

Ó bien:

Donde, Bg es el factor volumétrico del gas dado en (Pies Cúbicos a

las condiciones de Yacimiento por cada Pie Cubico a condiciones

Estándar) o bien (Barriles en Yacimiento/PCS).

P, es la presión absoluta, PSIa.

T, es la temperatura absoluta, °R.

Z, es el factor de compresibilidad de gas a P y T.


53

El inverso del factor volumétrico se define factor de expansión,

esto es:

Ó

2.3.5 Calculo de la densidad del Gas (ρg)

La densidad del gas (ρg), puede determinarse aplicando la ley

general de los gases reales, resuelta en la siguiente lógica:

Usando la definición de densidad,

Reemplazando en la ecuación general de gases reales y despejando

la densidad:

Usando la dedición de peso molecular M (mg/n):


54

También es posible expresar ρg considerando la ley de

conservación de la masa para una cantidad de gas, esto es:

Como la masa permanece constante, el cambio en la densidad es

debido al cambio en el volumen que sufre la masa de control, lo

cual se establece como:

Y, puesto que el cambio en el volumen esta dado por el factor

volumétrico de gas (Bg), la densidad del gas a cualquier P y T estará

dada por:

En donde Bg es el factor volumétrico del gas (BY/PCS) a la presión

y temperatura a la cual ρg (lb/ft3) es deseada. La densidad del gas a

condiciones estándar estará dada por:


55

Por otra parte debe recordarse que el gas natural es una mezcla y

puede contener otros compuestos como H2S, CO2 N2, etc, que

deben tenerse en cuenta para el cálculo del factor Z.

2.3.6 Calculo de la compresibilidad del Gas (Cg)

La compresibilidad isotérmica (Cg [PSI-1]) de un fluido se define

como el cambio fraccional de volumen, cuando se varía la presión

(P) a temperatura (T) constante, no debe confundirse con el factor

de desviación de los gases o factor de compresibilidad (Z):

Se puede entonces expresar la ecuación de los gases reales para

encontrar el cambio del volumen debido a la presión a temperatura

constante:

Con

Derivando con respecto a P:


56

Sustituyendo en la ecuación para Cg:

Así Cg es igual a:

Por tanto, se requiere conocer la relación que tiene Z con la

variación de P a temperatura constante, así poder evaluar (δZ/δP)T,

pudiendo estimar entonces Cg para cualquier gas Real.

En el caso especial de los gases ideales, Z=1 y (δZ/δP)=0, entonces

resulta:

2.3.6 Cálculo de la viscosidad del Gas (μg)

La viscosidad del gas natural, se ve afectada por diversos factores

que dificultan su conocimiento:

A bajas presiones (<1000-1500 PSIa) a medida que aumenta

la temperatura, aumenta la viscosidad del gas debido al


57

incremento de la energía cinética de las moléculas que

producen gran número de choques intermoleculares.

A elevadas presiones (>1000-1500 PSIa) a medida que

aumenta la temperatura disminuye la viscosidad del gas

debido a la expansión térmica de las moléculas. A presiones

significativamente grandes, las distancias intermoleculares

de los gases son pequeñas y un gas tiende a comportarse

como un líquido.

Con un aumento en la presión a cualquier temperatura, la

viscosidad del gas se incrementa debido a la reducción del

espacio intermolecular.

Para moléculas grandes, la viscosidad es mayor debido a la

movilidad del gas en el sistema.

La figura 2.11, muestra el comportamiento típico de la viscosidad

del gas natural con la temperatura:


58

Figura 2.11 Viscosidad para gases naturales. Tomado y adaptado de:

(Engineering Data Book, Gas Processor Suplies Association, GPSA, Ninth

Edition, Tulsa (1972) sec 16.)


59

La estimación de la viscosidad de un gas se hace generalmente

mediante ensayos experimentales, no obstante, existen algunas

correlaciones matemáticas que permiten hacer una estimación de

esta propiedad, sin embargo, como suele suceder con la mayoría de

estas ecuaciones, sólo son aplicables en determinadas

características del hidrocarburo ya que no es posible hacer una

generalización simple debido a la diversidad de variaciones que

puede existir entre el gas de un pozo y otro, por lo cual se debe

proceder con cuidado. Carr y Cols presentaron un método que

puede ser utilizado para calcular la viscosidad de una mezcla de

gases cuando se conoce la composición del gas y la viscosidad de

cada componente a presión atmosférica y temperatura del

yacimiento, se le conoce como correlación de Carr- Kobayashi-

Burrows:

Donde,

μg , es la viscosidad de la mezcla de gas a la temperatura deseada y

presión atmosférica, [Cp].

μc , es la viscosidad del componente “c” a la temperatura deseada y

presión atmosférica, [Cp].

Yc , Es la fracción molar del componente “c” en la mezcla.

Mc, Es el peso molecular del componente “c” *lb/lb mol+.

Este método es tedioso sino se cuenta con la información

suficiente, por lo tanto, se ha desarrollado una correlación gráfica

que permite estimar el valor de (μg) fácilmente siempre y cuando se

cuente con los parámetros de entrada que son el peso molecular


60

y/o la gravedad especifica del gas. La gráfica se muestra en la figura

2.11.

Si el gas contiene impurezas, el método permite corregir el valor

de μg de la siguiente forma:

Donde,

μg(C) , Es la viscosidad del gas a 1 atm de presión y la temperatura (T

°F), corregida por impurezas (Cp).

μg, es la viscosidad del gas a 1 atm de presión y a la temperatura (T

°F), calculada mediante la relación de de Carr- Kobayashi-Burrows, o

leída de la figura 2.11.

CN2, CCO2, CH2S, Son las correcciones por presencia de Nitrógeno,

dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno respectivamente,

tomadas de las tablas anexas en la figura 2.12.


61

Figura 2.12 Viscosidad para gases naturales. Tomado y adaptado de: (Banzer S Carlos. Correlaciones numéricas P.V.T

(1996). Universidad de Zulia, Instituto de investigaciones petroleras. Maracaibo)


62

La viscosidad del gas a la presión requerida se obtiene mediante la

determinación del cociente (μg /μgL) usando para eso la figura 2.13.

Estas figuras fueron desarrolladas basándose en el teorema de los

estados correspondientes, el cual establece que, a las mismas

condiciones de presión y temperatura pseudorreducidas todos los

gases naturales tienen el mismo cociente de viscosidad (μg /μgL),

siendo las viscosidades μg y μgL [Cp] a cualquier condición P y T y a 1

atm y cualquier T respectivamente.

Finalmente μg está dada por:


63

Figura 2.13 Relación de cociente de viscosidad μg /μgL con presión y temperatura reducidas. Tomado y adaptado de:

(Banzer S Carlos. Correlaciones numéricas P.V.T (1996). Universidad de Zulia, Instituto de investigaciones petroleras.

Maracaibo).


64

2.3.7 Cálculo de la riqueza de un gas

También se le conoce como porcentaje de hidrocarburos licuables,

y se define como el número de galones de un líquido que se pueden

producir de 1000 pies cúbicos estándar de gas procesado (MPCS). Se

expresa generalmente por el símbolo (GPM). Se considera que se

obtiene como liquido en una planta criogénica desde el C3 (Propano)

en adelante sin incluir los componentes no hidrocarburos (CO2, H2S,

N2, etc.). Es bueno recordar que se parte de la suposición de que los

componentes que integran el propano y elementos más pesados

son totalmente recuperados como líquidos, aunque en la práctica

sólo se recupera un porcentaje de esta cantidad. A medida que la

tecnología criogénica aumenta, el porcentaje de líquidos

recuperables es mayor (98%) debido a que se logra licuar mayor

contenido de los mismos, adicionalmente se han involucrado

procesos en los que los mismos inhibidores de hidratación ayudan a

la licuación de los gases más pesados.

En el cálculo de GPM se debe conocer el número de pies cúbicos

estándar de un componente dado en estado gaseoso, requeridos

para producir un galón de líquido. Este factor se determina

fácilmente a partir de la densidad líquida y el peso molecular de

cada componente puro.


65

Donde,

Mi, es el peso molecular del componente

Ρli ,es la densidad líquida del componente i

Yi es la fracción molar del componente i en la mezcla gaseosa.

2.3.8 Cálculo del “valor de combustión” o “Heating value” para un

gas

Uno de los principales usos del gas natural, es como combustible.

Normalmente se tiene a comercializar el gas de línea usando las

características de su poder de combustión por cada unidad de

volumen de gas, por tanto es importante poder estimar cuanta

energía es capaz de entregar la mezcla de hidrocarburos al ser

quemada.

Una reacción de combustión completa, considera la formación de

agua, la cual pueden encontrarse en estado líquido o gaseoso, de

esta forma se definen dos valores para el valor de combustión:


66

Toda el agua formada está en estado líquido, para lo cual se

le denomina “Valor de combustión máximo” o en inglés

higher heating value [HHV].

Toda el agua formada está en estado gaseoso, por lo cual

se denomina “Valor de combustión mínimo” o en ingles

lower heating value [LHV].

La industria del gas siempre utiliza el valor combustión bruto en la

transferencia de calor. Obviamente, la diferencia numérica entre los

dos valores de combustión es el calor de condensación del agua en

las condiciones dadas. Ambos estados son hipotéticos porque el

valor calorífico se calcula normalmente a 60 ° F y 1 atm (15,6 °C y

1,01 atm), que son las condiciones estándar para la industria del

gas, y, por tanto, en el equilibrio, el agua estaría parcialmente en

estado líquido y el resto en estado vapor. Una práctica común es

también asumir el comportamiento del gas ideal, sin embargo se

notan diferencias marcadas entre este valor y lo que se obtiene

mediante métodos experimentales, por lo tanto lo que se prefiere

usualmente es hacer una medición en un calorímetro para

determinar el calor que cede el gas al quemarse.

El valor de combustión puede estimarse mediante la siguiente

relación:

Donde, Xw es la fracción molar del agua en el gas a las condiciones

de saturación. Si se asume un gas seco Xw toma el valor de 1.


67

Hidvi es el valor reportado de combustión para los componentes

puros a las condiciones establecidas.

Por lo general, hacer el cálculo con un gas húmedo es muy

complicado, por lo que se prefiere hacer esta determinación en

base seca. La tabla 2.4, muestra los valores de combustión

característicos de los gases presentes en el gas natural.

Tabla 2.4 Valores de combustión del gas natural

Componente [BTU/scf]

Metano 1010

Etano 1769.7

Propano 2516

Butanos 3252

Pentanos + 4756

Nitrógeno 0

Dióxido de carbono 0

Sulfuro de hidrógeno 637.1

Helio 0

Fuente: A. J. Kidnay,William R. Parrish. Fundamentals of natural gas

Processing. Taylor & Francis Group.USA 2006.

2.3.9 Cálculo del número de WOBBE para un gas

Este parámetro es muy importante ya que una de las aplicaciones

industriales más usuales es hacer mezclas de hidrocarburos en

proporciones que cumplan especificaciones de venta, teniendo en

cuanta para ello la cantidad de calor que el gas es capaz de emitir al


68

ser quemado, sin que varíe esta propiedad por cambios en

condiciones operacionales de los equipos debido a cambios en las

propiedades del fluido. El número de WOBBE es una medida

indirecta de esta propiedad, y se establece por tanto, que un gas

puede ser remplazado con otro si tiene un número de WOBBE

similar.

El número de Wobbe se define como:

Donde,

HHV es el valor de combustión máximo ó higher heating value

(BTU/scf).

γg , es la gravedad específica del gas (ρg/ρaire) a las mismas

condiciones de presión y temperatura, corregido para flujo a través

de orificios .

Los valores característicos del número de WOBBE se encuentran

entre 1100 y 1400, por ejemplo en Europa las especificaciones

establecen un valor de WB en 1400. Las empresas distribuidoras de

gas natural usan este parámetro de control y calidad para enviar el

gas de línea, ya que establecen un número WB especifico el cual no

debe variar sin importar la variación en la composición del gas de

entrada.

El uso del número de Wobbe había estado inicialmente limitado a

Europa, sin embargo con el aumento de las exportaciones del gas


69

natural licuado (LNG), se ha venido generalizando su uso puesto que

se hace fácilmente calculable la relación de calor liberado por

cantidad de gas, el valor WB tiene a ser más elevado que los valores

de WB del gas típico de venta.

REFERENCIAS

Abdel Aal, H. K. and Aggour, Mohamed. Petroleum & Gas field

Processing (2003).Ed, Marcel Dekker,Ink.

Hodgson, G. and Baker, B. (1964). «Evidence for porphyrins in the

Orgueil meteorite» Nature. Vol. 202. pp. 125-131.

http://www.textoscientificos.com/energia/combustibles/petroleo.

Engineering Data Book, Gas Processor Suplies Association, GPSA,

Ninth Edition, Tulsa (1972) sec 16.

Parra Pinzón, Ricardo. Propiedades físicas de los fluidos de

yacimientos (2008). Editorial Universidad Surcolombiana.

Kostas, J. Leontaritis. Course Practical Asphaltes Solutions &

Manegement. Universidad Surcolombiana, 1996.

Carrillo Barandiarán, Lucio. Reservorios de Gas Condensado (2005),

Universidad Nacional de Ingeniería. Lima – Perú.

Banzer S Carlos. Correlaciones numéricas P.V.T (1996). Universidad

de Zulia, Instituto de investigaciones petroleras. Maracaibo.

http://www.textoscientificos.com/energia/combustibles/petroleo


70

CAPITULO 3

PLANTAS DE GAS

3.1 Plantas de procesamiento de gas natural

La figura 3.1, es un diagrama de bloques que muestra las etapas

de procesamiento de gas natural, según los componentes que se

deseen extraer del mismo. Este es un panorama general de las

etapas de máximo aprovechamiento desde que el gas sale del pozo,

hasta su licuefacción. Cada una de estas es un universo diferente,

con tecnologías asociadas que se pueden diseñar según los

productos deseados y las características del gas tratado.


71

OPERACIONES DE SUPERFICIE

Facilidades para:

Remoción de líquidos

Remoción de sólidos

suspendidos

Inhibición de corrosión e

hidratación.

Compresión.

GAS DE POZO

Sistema para

Recibo de gas natural

Separación de líquidos

Separación de sólidos

Estabilización de presión

Sistema de

compresión

Compresor de gas

multietapa con sistemas

de enfriamiento y

recolección de líquidos

Sistema de tratamiento

para remoción de gases

ácidos

Remoción de CO2, H2S y

otros gases que pueden

generar corrosión

Sistema de

Deshidratación

Remoción de agua

que pueden generar

obstrucción del

sistema

Recuperación de diferentes

fracciones de hidrocarburos

Fraccionamiento según cortes

que se deseen producir

(Hidrocarburos básicos o

mezclas para GLP, NGL…)

Separación e

inyección de

Nitrógeno

Recuperación de

nitrógeno y compresor

de inyección

Recuperación de

componentes valiosos

en baja concentración

Recuperación de Helio

Mercurio

Hidrógeno

BTEX

Etapa de Alta

compresión

Presión normal para

transporte o etapa

de elevada presión

para licuefacción

PRODUCTO

LNG

Sistema de

licuefacción

Etapa de elevadas

presiones y bajas

temperaturas (-162°C)

para obtener LNG

Procesamiento de

líquidos

Fraccionamiento y

mezclas para obtener

fracciones de

hidrocarburos de gas

natural

Recuperación de gases

ácidos

Recuperación de azufre

Recuperación de CO2

Gases para inyección

Extracción de

mercaptanos

PRODUCTOS

CO2 (aprovechamiento

químico)

Mercaptanos, S

PRODUCTOS

H2,He, Hg, BTEX...

PRODUCTO

N2

PRODUCTOS

NG, LPG, NGL, LRG,

NGL, Condensados

Almacenamiento y

transporte

Tanques especialmente

diseñados que soporten

bajas temperaturas y

presiones moderadas (LNG).

Transporte principal por

buque en tanques esféricos

y terrestre en carros cisterna

Regasificación y

distribución (LNG)

Sistemas de

regasificación por

intercambio de calor

y compresión para

línea de distribución

Figura 3.1 Diagrama de flujo de una planta de procesamiento de gas natural.


72

3.1.1 Operaciones de pozo y recibo de gas

Todas las plantas de gas tienen operaciones iniciales para

tratamiento de gas, donde se remueven hidrocarburos líquidos

iniciales, sólidos que se hayan podido haber arrastrado desde el

pozo, deshidratación y promotores de formación de hidratos,

remoción de gases ácidos como CO2 y H2S y sistemas de

compresión o estabilización de presión. Para ello se dispone de

separadores bifásicos (scrubber) en donde se separa el gas de los

líquidos que pueda contener en caso de pozos con mantos de gas

estable, si el gas arrastra suficientes hidrocarburos pesados y agua

como en el caso de pozos de gas asociado al crudo, se dispone de

separadores trifásicos. El agua y los sólidos separados se preparan

para disposición y/o tratamiento, mientras que los hidrocarburos

condensados se llevan a sistemas de recuperación o

fraccionamiento según sea el caso.

3.1.2 Compresión inicial de planta

Todas las plantas en la industria del gas natural, tienen

condiciones de recibo de gas que se usan como parámetro en el

diseño de los equipos asociados al proceso, sin embargo, las

condiciones en el pozo son poco estacionarias, debido a la

recuperación misma de los hidrocarburos, la presión interna

disminuye y ocasiona cambios en las condiciones del gas de

entrada, con el objeto de estabilizar las condiciones del gas a las

características de diseño de la planta , se diseñan sistemas de

compresión que permitan adecuar la línea de entrada a planta.


73

El manejo de presiones muy elevadas como en el caso de los

sistemas de licuefacción de gas natural (LNG) son robustos y

requieren especificaciones de diseño rigurosas debido a que se

manejan condiciones críticas para el proceso. Si se cuenta con

suficiente presión en el pozo (por lo general en pozos recientes), se

suele aprovechar esta característica manejando todos los procesos

a esta condición, por ejemplo, para presiones alrededor de 1,000

PSIa (70 bares) o superiores, solo se requiere etapas de compresión

para el gas que proviene de las unidades de procesamiento de

líquidos.

3.1.3 Tratamiento de gas

El gas natural proveniente de pozo puede contener, como ya se ha

mencionado, componentes que afecten su calidad y propiedades,

por lo tanto se hace necesaria una etapa inicial de remoción de

gases ácidos (H2S, CO2, Mercaptanos, etc.) para evitar la corrosión

de los sistemas de procesamiento del gas natural y evitar una

disminución en la calidad del mismo. Muchas de las plantas de

tratamiento usan procesos de remoción de gases ácidos,

comúnmente llamado “Endulzamiento” usando sistemas de

absorción con solventes en base acuosa, capaces de retener estos

compuestos, sin embargo no es una tarea fácil, ya que resulta

convirtiéndose en un problema de selección del solvente más

adecuado para el tratamiento, que entre otras cosas depende

básicamente de la composición de los gases ácidos en el gas de

entrada. Actualmente se han desarrollado otros sistemas de

tratamiento de gases ácidos que se discutirán más adelante.


74

3.1.4 Deshidratación

Por lo general, las condiciones de pozo hacen que el gas natural,

se encuentre saturado con vapor de agua, no obstante, la variación

dada al cambiar entre las condiciones del yacimiento y la superficie

ocasionan una condensación parcial del agua de saturación pero a la

vez se presenta una saturación del gas a las condiciones de entrada

a la planta. No obstante, un gas natural con cantidades

relativamente pequeñas de agua, puede presentar problemas de

corrosión en tuberías, daños en los sistemas de compresión y

disminución en el valor de combustión, en otros casos más

especiales como la licuefacción donde se manejan temperaturas

criogénicas del orden de -160 °C, el agua presente en el gas natural

puede ocasionar obstrucciones serias por deposición de sólidos en

las tuberías ocasionando una falla en los equipos. Por tal motivo,

existen especificaciones que debe cumplir el gas de venta para

asegurar la funcionalidad del gas natural en cualquier sistema, es

por tanto que se hace necesaria la remoción de agua y para ello

existen varias tecnologías que pueden ser usadas, algunas usando

solventes en solución y otras por adsorción en una fase

estacionaria.

3.1.5 Recuperación de hidrocarburos

Dependiendo de la riqueza del gas natural, la utilidad que se le

desee dar y los productos que se deseen extraer del mismo, es

necesario, siempre en una planta de procesamiento de gas natural,

hacer una etapa de recuperación de productos líquidos,

provenientes de las unidades de separación inicial, las etapas de


75

compresión y de fraccionamiento. Existen diversas formas de

comercializar los productos extraídos según la composición del gas,

en muchos casos se hace una recuperación exhaustiva por

componente, esto es, una separación rigurosa de cada uno de los

hidrocarburos presentes (etano, propano, Iso-butano y n-butano),

pero en otros casos, debido a que el uso común de los gases es en

servicios para obtención de energía, se hace la recuperación en

fracciones que cumplan especificaciones de combustibles según sea

el caso, por ejemplo, la fracción más liviana será el Gas natural

licuado (98% metano, 2 % de otros hidrocarburos livianos como

máximo), donde su producción está ligada a un análisis de

factibilidad técnico-económica.

La fracción más usual en la mayoría de las plantas a nivel mundial,

es el gas de línea, cuyas especificaciones en el contenido de

hidrocarburos más pesados, son menos rigurosas. Otras fracciones

más pesadas serán el GLP, Gasolinas naturales y condenados

intermedios.

3.1.6 Reinyección de nitrógeno

Una práctica común en la extracción segundaria de hidrocarburos,

es la inyección de un gas que se produzca en las facilidades de

superficie, pero que no ocasione deterioro en la calidad de los

hidrocarburos que se están recuperando, esto con el objeto de

presionar lo suficiente el pozo para que exista flujo hasta la

superficie. En la explotación de gas natural, uno de los componentes

no orgánicos en mayor proporción dentro del gas natural es el

nitrógeno, el cual debe ser removido con el objeto de producir


76

combustibles con residuos de combustión más limpios y de la

calidad requerida por las especificaciones internacionales, por tal

motivo es necesario involucrar sistemas de recuperación y

disposición adecuada del nitrógeno retirado del gas natural, que

para el fin de inyección en la explotación de pozos es adecuado.

Existen diversas tecnologías asociadas a la separación del nitrógeno

del gas natural, que van desde separaciones criogénicas hasta

procesos de adsorción por tamices moleculares, donde su uso

depende de las características dl gas de entrada, el costo asociado a

la tecnología y el destino del gas separado.

3.1.7 Recuperación de componentes en baja proporción

De acuerdo con las características propias de los yacimientos, el

gas natural puede contener algunas sustancias en muy baja

proporción comparado con los hidrocarburos o gases ácidos que

usualmente contiene, para tales sustancias, en varios casos se suele

hacer una recuperación debido a dos factores principales, el

primero es el costo relativo de producción bajo, aunque las

cantidades son pocas se invierte en procesos, tecnología y equipos

robustos para recuperar estos componentes debido a que el costo

de producirlos por otras fuentes pueden resultar más elevados o

bien porque no existe otra fuente disponible para su extracción,

este es el caso del Helio, Argón, BTEX( Benceno, Tolueno,

Etilbenceno y Xileno). El segundo factor son los problemas

asociados al contenido de estas sustancias en el gas debido a que

puede ocasionar problemas operacionales, obstrucción en equipos

de alta presión como tamices moleculares, problemas a la salud a

largo plazo o contaminación por exposición, el cual es el caso del


77

mercurio que puede causar problemas en los equipos de

transferencia de calor o masa construidos en aluminio, el Radón

(material radioactivo) y Arsénico (sustancia toxica).

3.1.8 Etapa de alta presión o compresión final

Una vez el gas natural ha sido tratado para la remoción de

componentes de tal forma que cumpla con las especificaciones para

su uso, es necesario involucrar una etapa de compresión final para

su transporte por la línea de gas, o bien una etapa de alta presión

con el objeto de llevarlo a la unidad de licuefacción para la

producción de LNG. La mayoría de las plantas que tienen sistemas

de recuperación criogénica de hidrocarburos, utilizan

turboexpansores para que mediante el descenso súbito en la

presión se produzca una refrigeración del gas, el trabajo generado

por la expansión del gas es usualmente usado en los compresores

del mismo proceso. Adicionalmente, deben ser calculadas las etapas

de compresión puesto que si el gas de salida excede determinados

rangos de temperatura según el material de construcción, puede

dañarse el equipo.

3.1.9 Licuefacción de gas Natural

La licuefacción del gas natural, es un tema nuevo para Colombia

debido a que no existen unidades disponibles, sin embargo es una

tecnología ampliamente desarrollada en la última década por

grandes compañías a nivel mundial en el tema de gas natural. Las

ventajas comparativas de esta clase de procesos son notorias pero

deben ser analizadas con cuidado, el aumento de hasta casi 600


78

veces la densidad del gas al pasar a líquido facilita el transporte, el

almacenamiento y posibilidad de llevarlo a grandes distancias desde

su centro de producción sin la necesidad de construcción de nuevos

gasoductos. Adicionalmente, el gas natural licuado o (LNG) es más

limpio y mejor aprovechado que el gas delinea debido a sus

rigurosas especificaciones, sin embargo, lograr tener sistemas

criogénicos que lo produzcan no es tan sencillo puesto que debe

considerarse el tratamiento previo exhaustivo de remoción de

impurezas, las unidades de refrigeración empleadas, los materiales

especialmente diseñados para soportar altas presiones y bajas

temperaturas (-161°C), etc. Sin embargo, es una tecnología que

promete ser la mejor alternativa en el uso del gas natural.

3.1.10 Almacenamiento y transporte de LNG y otros productos

líquidos

Tal y como se muestra en la figura 3.1, dos etapas importantes

acopladas al proceso de licuefacción son el almacenamiento y el

transporte. Cifras de construcción de esta clase de plantas,

muestran que los recipientes de almacenamiento de LNG están

alrededor del 30% del costo total del proyecto, esto debido a su

gran capacidad y las exigentes normas de construcción con las que

deben fabricarse.

Por su parte, el trasporte de LNG de forma predilecta por vía

marítima, es uno de los servicios más económicos en la industria

del gas natural una vez se cuenta con el equipo adecuado (Buque de

carga especializado en LNG) ya que permite llevarlo a grandes

distancias en tiempos relativamente bajos. Sin embargo hay otras


79

alternativas como el transporte terrestre mediante tanques

especiales en camiones cisterna, usados preferiblemente entre

estaciones de servicio y distribución.

3.1.11 Procesamiento de Líquidos

Esta etapa es muy importante cuando el gas tiene un contenido

alto de hidrocarburos condensables, debido a que deben diseñarse

equipos especialmente para extraer según la composición del gas de

entrada a la planta. Por lo general, se establecen productos bajo

especificaciones que deben ser cuidadosamente manejadas,

logrando la identificación de productos (por lo general

combustibles) en el mercado: Gasolinas naturales, Gas de línea, Gas

licuado de petróleo, etc.

3.1.12 Recuperación de componentes terciarios

Por lo general, el gas natural provee de combustibles,

refrigerantes y componentes valiosos en baja proporción, no

obstante, en las etapas de procesamiento del gas se extraen

componentes que pueden disminuir la calidad de los productos

principales o bien generar algún problema operacional en planta.

Estos componentes son básicamente gases ácidos (H2S, CO2,

mercaptanos, COS) que no pueden ser emitidos a la atmosfera por

diversas razones, entre ellas, por legislación ambiental, buenas

prácticas de manufactura, costo relativo de los equipos empleados

para la remoción de estos componentes, etc. Por lo cual, según la

cantidad recuperada de estos compuestos y la proporción relativa

de los mismos en el gas natural, deben ser considerados como


80

materia prima para productos terciarios en el procesamiento

principal. Tales productos van desde la recuperación de Azufre,

purificación de CO2, hasta el acople de otras plantas de

procesamiento químico conjuntas a la planta de gas natural, tales

como ácido sulfúrico, Urea, carbamida, etc.

3.2 Sistemas complementarios al procesamiento

Todas las etapas del procesamiento del gas natural, requerirán

servicios, sistemas de control, herramientas de cómputo, diseño de

planes de emergencia y procesamiento seguro, revisión mecánica,

vigilancia y monitoreo continuo, etc.

Por tal motivo, emprender un proyecto de esta magnitud implica

una responsabilidad enorme en cada detalle de ingeniería el cual

debe estar estrictamente supeditado por especificaciones técnicas

que faciliten la operación de cada elemento.

Vale la pena señalar, que la producción de hidrocarburos es una

de las operaciones más cuidadosas en la seguridad industrial puesto

que se manejan componentes inflamables en cada etapa, por lo

cual deben ser minimizados al máximo cualquier error en el diseño

de equipos y evitar tomar muy justas las condiciones de diseño del

proceso. Dentro de los sistemas complementarios se encuentra:

3.2.1 Servicios

Dentro de los servicios de planta se encuentran incluidos la

energía eléctrica, fluidos de alta temperatura para intercambio de


81

calor (vapor, aceites térmicos, gases de combustión, etc.), agua de

enfriamiento, sistemas de refrigeración, aire de instrumentación,

purgas de gas (nitrógeno, agua, CO2, etc.), gas combustible, sistemas

de venteo de equipos, sistemas de recolección y procesamiento de

líquidos y potabilización de agua. La mayoría de las plantas de gas

natural, usan equipos de turbo expansión para la generación de una

parte de la eléctrica consumida en la planta, no obstante otros

sistemas acoplados para la generación energética como sistemas

de cogeneración (utilización de la energía generada por los

turboexpansores para los compresores, sistemas adicionales por

vapor, etc.) Pueden reducir significativamente los costos por

requerimiento de energía eléctrica. Los fluidos de intercambio de

calor tales como vapor o aceites térmicos serán requeridos en los

sistemas de regeneración de solventes principalmente, por lo cual

su consumo no es muy extenso en esta clase de plantas, comparada

por ejemplo con el consumo de energía de calentamiento en una

refinería de crudo. Agua de refrigeración es usada en los sistemas

de intercambio de calor, condensadores y compresores. Un

suministro continuo de aire limpio y seco es crítico para la

operación de la planta, debido a la gran cantidad de válvulas de

control que tiene el proceso. La presión de compresión del gas está

alrededor de 100 PSIg (7 barg). Es usual que las plantas de este

estilo tengan compresores de reserva para asegurar el suministro

continuo hacia las líneas de instrumentación.

Otro sistema usual, son las líneas de purga con nitrógeno, usado

para las compensaciones de presión dentro de los equipos cuando

las operaciones no se favorecen en condiciones oxidantes

(atmosféricas). En muchas ocasiones la pureza del nitrógeno no es


82

un factor determinante, lo importante es que esté le libre de

contaminantes que puedan dejar rastro en el gas.

3.2.2 Operaciones de control

Las operaciones de control en la planta de procesamiento, son

uno de los procesos adjuntos más importantes para asegurar las

óptimas condiciones de funcionamiento y especificaciones del gas

de salida. Existen sistemas de control digitales (DCS) para cada

unidad de procesamiento, censando las variables deseadas y

enviando señales a los actuadores que moverán válvulas, activarán

bombas o realizarán otra acción con el objeto de controlar cada

unidad. Si todas las unidades están controladas, el proceso en su

conjunto será más fácil de controlar. Además existen otros

mecanismos de control como los procesos de control avanzado

(APC), los cuales articulan los sistemas existentes (DCS), haciendo

que se estructure un proceso de control detallado. Los APC usan

algoritmos multivariables que son descritos por el proceso y

permiten optimizar cada operación en su conjunto, realizando

modificaciones en varios actuadores para manipular fácilmente las

variables de control. Otro sistema de control usado es el SCADA

(Control supervisado por adquisición de datos), el cual monitorea

las operaciones de pozo, permite controlar las unidades de

deshidratación y Endulzamiento debido a que está acoplado con

sensores indirectos de composición, usando válvulas como

elemento final de control

Para la industria del control de plantas es usual tener distribuido

sobre el sistema una serie de sensores de presión, temperatura,


83

flujo, acoplados con instrumentación robusta que permita realizar

análisis de composición (Cromatografías, Infrarrojo, espectrometría

de masas, etc.) y determinación de componentes en baja

proporción, todo ello anclado a un sistema central de computo que

finalmente envíe señales a los actuadores para realizar las acciones

de control por equipo.

3.2.3 Sistemas de seguridad

Los sistemas de seguridad en planta, son todos aquellos planes,

dispositivos, equipos y/o procesos encaminados a favorecer la vida

de las personas en comunidades cercanas y la de los trabajadores

buscando además la integridad de las instalaciones, minimizando los

costos asociados a fallas, accidentes y cualquier situación de riesgo.

Las plantas de gas deben incluir un sistema de parada general de

emergencia en el procesamiento y cierre de las válvulas para evitar

fugas de gas en los equipos de proceso, sistemas de venteo y

recuperación de vapores que deben ser llevados a una Tea donde se

queman. La Tea o el sistema de incineración (si existen más

quemadores acoplados en paralelo), deben estar en capacidad de

quemar al menos el 80% del gas procesado, puesto que si existe

algún problema grave en planta la última opción es llevarlo a

incineración. Otros dispositivos de seguridad son las válvulas de

sello, sistemas de antiestática y protección eléctrica para equipos,

discos de ruptura, trampas de fuego, sistemas contra incendio,

sistemas contra inundación, resistencia sísmica, tolerancia de

movilidad de estructuras, etc. Por lo general, todos los equipos

deben estar sobre diseñados en cuanto a las condiciones de presión,


84

y temperatura que soportan, además de tener márgenes de

seguridad en llenado y almacenamiento.

Todas las precauciones que se tomen en cuenta a la hora de

diseñar los sistemas de seguridad en planta deben considerar casos

de falla completa y la relación existente con otros equipos, por eso

es necesario construir matrices de seguridad en caso de falla de

algún y realizar diagramas de flujo que le permita a los operarios

actuar de la forma correcta para solucionar un problema, encontrar

escenarios de falla formas de solución en distintos nodos de la

planta, a esto se le conoce como plan HAZOP.

REFERENCIAS

Energy Information Administration, Office of Oil and Gas, U.S.

Department of Energy, U.S. LNG Markets and Uses, Department of

Energy, January 2003, Retrieved June 2005.

Engineering Data Book, 12th ed. Gas Processors Supply Association,

Tulsa, OK, 2004a.

Engineering Data Book, 12th ed., Sec. 5, Relief Systems, Gas

Processors Supply Association, Tulsa, OK, 2004b.

Engineering Data Book, 12th ed., Sec. 18, Utilities, Gas Processors

Supply Association, Tulsa, OK, 2004c.


85

CAPITULO 4

RECIBO DE GAS NATURAL

4.1 Generalidades

Las características de los equipos y condiciones de procesamiento

de gas natural en los sistemas de recibo, dependen de las

características del fluido de entrada. Las operaciones necesarias

para acondicionar el gas para transporte por tubería o para

procesarlo en planta, además de las especificaciones de diseño de

entrada, están relacionadas propiamente con la remoción de

condensables, contenido en gases ácidos, humedad y contenido de

sólidos.

Las etapas que comprende el recibo de gas a la planta de

procesamiento son tan variadas conforme varíen las características

entre un gas de un pozo y otro. No obstante, esta varianza esta

justamente el contenido de líquidos, sólidos y otros gases que

pueda contener. La Figura 4.1, muestra un esquema de

procesamiento inicial de gas natural, cuyo objetivo es acondicionar

las propiedades del alimento a la planta de procesamiento.


86

Scrubber Compressor

Air Cooler

Pump

Pump

Water /Condensate storage Hydrate Inhibitor Corrosion Inhibitor

GAS FROM WELLS

Water to line

P-12

Blend Inhibitor

Liquids

P

PI

F

FI

P

PI

F

FI

T

TI

Filter

GAS TO PLANT

Solids

Figura 4.1 Diagrama de las facilidades para gas natural.


87

Se debe tener en cuenta que el gas que llega a la planta de

licuación, pierde presión en el transporte, debido a la pérdida de

carga, la expansión y enfriamiento del gas, por lo que diversas

fracciones de vapor se habrán condensado arrastrando además con

ellas algunas impurezas. Por ello, se requiere un separador de

condensados por gravedad (“slug-catcher”) y un filtro de partículas

capaz de retener tamaños superiores a 1 micra (Pita G., 2006).

Posteriormente, se aumenta la presión del gas hasta valores

compatibles con las transformaciones termodinámicas que va a

sufrir la corriente del gas durante su licuación. Generalmente, el

proceso en cascada requiere unos 45 bar, mientras que el de

refrigerante mixto necesita al menos 56 bar (Pita G., 2006).

4.2 Operaciones de pozo.

Las operaciones de pozo incluyen el primer contacto del gas una

vez sale del pozo pasando a través de la superficie terrestre

mediante el tubo de yacimiento primario. Se dispone de una red de

válvulas y conexiones en el cabezal de pozo, distribuidos en arreglos

con distintos tamaños de tubería “manifold”, cuyo objeto es variar

la presión y el flujo de forma tal que se asegure el funcionamiento

de los equipos iniciales, además debe contarse con instrumentos

medidores de flujo y presión, los cuales usualmente transfieren la

información registrada hasta una central de vigilancia. El gas pasa

directamente a un separador generalmente trifásico (capaz de

manejar hidrocarburos, agua y gas). Estos equipos se les suele

llamar “Knock Out Drums” debido a que en la admisión del gas, se

dispone de un divergente que choca abruptamente con el gas


88

ocasionando un cambio de momento dividiendo el flujo y

formándose la separación de los componentes que arrastra.

En la cabeza de pozo se debe contar entonces con tanques de

almacenamiento de condensados, en donde los hidrocarburos son

llevados hasta la planta de procesamiento.

4.3 Etapas de compresión.

En muchas ocasiones no se utiliza etapa de compresión en el

recibo de gas, a menos que se trate con un yacimiento de baja

presión o bien que el gas sea asociado a crudo y que haya sido

separado de los hidrocarburos pesados hasta la planta de

procesamiento. Además, si se van a utilizar tecnologías de alta

presión en planta tales como sistemas de endulzamiento y

deshidratación por contactares o tamices moleculares, es necesario

adecuar la presión en este punto, ya que resulta mes económico

debido a que cada etapa de compresión debe contener un sistema

de separación y recolección de líquidos “Scrubber” y

aeroenfriadores, los cuales aseguran una mayor separación de

condensables evitando realizar operaciones de fraccionamiento

muy rigurosas más adelante.

A continuación se presentan algunas generalidades de los

compresores las cuales pueden ser aplicadas en las etapas de

compresión de gas natural que se requiera.


89

4.3.1 Clases de compresores

El objetivo de un compresor de gas, es entregarle energía al fluido

compresible mediante alguna estrategia mecánica ó térmica. El gas

adquiere la energía en forma de presión y energía cinética (energía

de flujo), lo cual hace factible impulsarlo a grandes velocidades y

presiones moderadas, o altísimas presiones y velocidades

relativamente bajas. Evidentemente, la configuración de flujo y la

presión alcanzada por el gas, depende de la estructura del

compresor y la estrategia que éste emplee para transmitir la

energía. La Figura 4.2 muestra los tipos de compresores.

COMPRESORES

Desplazamiento

positivoDinámico Térmico

Reciprocante RotatorioFlujo Radial

(Centrífugo)Flujo Axial Eyectores

Etapa simple

Multietapa

Motor accionado

por gas

Balanceado

Lóbulo recto

Lóbulo helicoidal

Paletas

Anillo de liquido

Multietapa

Alabe fijo

Alabe

variable

Etapa simple

Multietapa

Horizontalmente

dividido

Verticalmente

dividido

Integrado

Etapa simple

Multietapa

Daifragma

Flujo mezclado

Figura 4.2 Tipos de compresores


90

Los compresores rotatorios incluidos los tipos de lóbulo, aspas,

anillo y hélice, tienen dispositivos mecánicos que giran o se

desplazan y chocan con la masa de gas para producir el incremento

en la energía cinética, estos toman volúmenes de gas fijos con cada

rotación, el cual puede ser almacenado en un tanque donde se

presuriza y se alcanza la presión deseada.

Los compresores de tipo dinámico incluidos los de flujo

tangencial, axial y de mezcla, son equipos rotatorios de flujo

continuo con un dispositivo que al girar imprime energía al fluido

(impulsor o aspas por rotor) acelerando el gas a su paso a través de

este elemento y convirtiendo la energía cinética en presión estática,

parcialmente en el elemento rotatorio y parcialmente en difusores

o aspas finas.

Los eyectores son compresores de tipo térmico que usan grandes

velocidades de un gas inerte o vapor a través de una tobera

“impulsión a chorro”, con el fin de atraer el flujo de gas al equipo y

posteriormente, convertir la velocidad de la mezcla en presión

mediante un difusor.

La figura 4.3, muestra el rango normal de operación de tipos de

compresores convencionales en la industria.

Generalmente esta clase de compresores se requieren para

servicios de altas presiones, sin embargo en una sola unidad no es

posible realizar cambios de presión significativamente altos debido

a que cuando un gas se comprime adquiere además energía

térmica, logrando altas temperaturas dentro de los equipos, lo cual


91

es perjudicial para los dispositivos que hacen parte del compresor,

por lo cual se realizan etapas de compresión en donde el gas una

vez que abandona cada etapa es enfriado y despojado de líquidos

que se puedan condensar por la elevación en la presión. También

se suele usar sistemas de refrigeración para el compresor como

prevención del daño mecánico por alta temperatura de los equipos.

Figura 4.3 Rango de operación de compresores.

Tomado y adaptado de: (Engineering Data Book, Gas Processor Suplies

Association, GPSA, Ninth Edition, Tulsa (1972) sec 13.)


92

Las ventajas de un compresor centrífugo, sobre una máquina

reciprocante son:

1. Bajo costo inicial de instalación, donde las condiciones de

presión y volumen son favorables.

2. Bajos costos de mantenimiento.

3. Mayor continuidad y confiabilidad de servicio.

4. Menor atención en funcionamiento.

5. Mayor capacidad de volumen por unidad de área de trazado.

6. Adaptabilidad a los manipuladores de velocidad con un bajo

costo de mantenimiento.

Las ventajas de los compresores reciprocantes sobre los

centrífugos son:

1. Mayor rango y flexibilidad en la capacidad de presión.

2. Mayor eficiencia y menor costo de energía.

3. Capacidad de entregar mayores presiones.

4. Capacidad de manejar volúmenes más pequeños.

5. Menos sensible a cambios en la composición del gas y la

densidad.

4.3.1.1. Cálculos generales:

Los cálculos usuales en ingeniería respecto al uso de compresores

están relacionados con:


93

1. Determinar el consumo energético aproximado requerido,

para comprimir cierto volumen de gas hasta una presión de

descarga deseada.

2. Estimar la capacidad de un compresor existente bajo

condiciones establecidas de succión y de descarga.

Los cálculos propios de energía están dados directamente por la

termodinámica del proceso, que en este caso, pueden describirse

las siguientes situaciones:

Procesos isentrópicos reversibles: proceso en el cual no se

adiciona o extrae energía de un sistema, por lo cual la

entropía permanece contante, para lo cual, PVK=Cte.

(K=Cp/Cv).

Procesos politrópicos reversibles: Proceso en el cual los

cambios en las características del gas durante la

compresión están considerados como, PVn=Cte.

(n= constante politrópica).

Si se grafica la presión de un sistema contra su volumen (figura

4.4), podría ser evaluado el término “n” de la expresión, de tal

forma se obtendría que el trabajo requerido para llevar el fluido

desde una presión P1 hasta una presión P2 en una curva

politrópica, estará dado por:


94

Los compresores más usuales en la industria son los reciprocantes

y los centrífugos.

Como lo establece la ecuación (51), el trabajo necesario para

llevar un fluido desde la presión P1 hasta la presión P2, con cambio

de volumen, depende de la ruta termodinámica que se establezca

para alcanzar el correspondiente estado termodinámico.

Figura 4.4 Curvas de compresión.



4.4 Etapas de separación

Existen diferentes formas para despojar los gases de líquidos

condensables y sólidos que se puedan arrastrar desde el

yacimiento, los equipos usados para tal fin, se denominan

separadores y su funcionamiento está ligado exclusivamente al tipo

de impurezas y composición que contenga el gas. Sin embargo los

equipos de separación no sólo están relacionados a las fases


95

liquidas y gaseosas, puesto que en planta también será necesario

separar por ejemplo, dos fases liquidas inmiscibles como agua e

hidrocarburos. La nomenclatura usual de estos equipos es:

Filtro (Filter separator): Un filtro usualmente tiene dos

compartimentos. El primer compartimento contiene un

medio filtrante de coalescencia, de tal forma que, cuando el

flujo de gas atraviesa el medio, las partículas de líquido se

juntan formando gotas, cuando estás tienen suficiente

tamaño, el flujo de gas despoja los líquidos hacia el centro

del equipo. Las partículas son llevadas a un segundo

compartimento el cual contiene un extractor de niebla, el

líquido es recuperado y llevado a un tanque de

almacenamiento o bota. De esta forma el gas es separado

de líquidos que pueden ocasionar problemas operativos en

la planta.

Flash Tank: Es un recipiente usado para separar gases con

alto contenido de líquidos desde una alta presión hasta una

presión baja. Esta variación ocasiona una separación súbita

de ambas fases facilitando despojar el gas de impurezas

liquidas.

Líneas de goteo (Line Drip): Es un equipo usualmente

usado en gasoductos con una alta relación (gas-liquido)

para remover solo líquidos libres de la corriente, pero no

necesariamente todos los líquidos asociados. Las líneas de

goteo deben contener un dispositivo para la acumulación

de líquidos separados.


96

Separador liquido –Líquido: Dos fases inmiscibles de

líquidos pueden ser separadas usando principios similares

como en el caso de los equipos para la separación liquido-

gas. Sin embargo las unidades deben ser diseñadas para

que las partículas de ambos líquidos se separen por efecto

de la densidad, por esto mismo las velocidades son más

grandes, lo cual lleva a tener tiempos de residencia y

tamaños relativos mayores.

Srubber ó Knockout: Estos son recipientes diseñados para

manejar corrientes con altas relaciones Gas-Liquido. El

líquido es generalmente alimentado como niebla en el gas o

como flujo libre a lo largo de la pared del tubo. Estos

recipientes usualmente tienen una pequeña sección para

colección de líquidos (botas).

Separador: Termino usado generalmente para describir un

equipo capaz de separar dos fases mezcladas presentes en

una corriente, usualmente Gas- Liquido, relativamente

“libre” de otras sustancias.

Slug Catcher: Este, es una clase particular de separador

diseñado para despojar cantidades relativamente grandes

de líquidos en una corriente gaseosa presentados por

intervalos. Usualmente se encuentran equipos con

sistemas de acopio de dos fases presentes en el gas. Estos

equipos pueden encontrarse como recipientes horizontales,

verticales o sistemas entrecruzados de líneas y válvulas con


97

ampliaciones súbitas de tal forma que se separe el líquido

de la corriente gaseosa.

Separador de tres fases: Este es un recipiente usado para

separar una corriente que contiene gas y dos líquidos

inmiscibles de diferentes densidades, tales como agua e

hidrocarburos.

Para separaciones de líquidos más sistemática y/o caudales más

importantes las posibilidades son:

Refrigeración y Columna de Condensados: Al enfriar un gas

natural los hidrocarburos más pesados se van

condensando. Naturalmente, éste es el método más

utilizado en plantas de licuación de gas natural ya que el

ciclo frigorífico ya existe. En la columna de condensados los

líquidos se separan por gravedad y la fracción de vapor

retorna al ciclo principal por la parte superior (Pita G.,

2006).

Columnas de adsorción: Son similares a las columnas de

eliminación de humedad. Aprovechan el hecho que las

celdas de secante fijan primero el metano, el cual se va

desplazando por los hidrocarburos menos ligeros, y éstos a

su vez son desplazados más tarde por las moléculas de

agua. Se debe cambiar las columnas a ciclo de regeneración

antes que empiecen a adsorber el agua para recoger los

hidrocarburos (Pita G., 2006).


98

Torres de fraccionamiento: Se utilizan cuando las mezclas

líquido—vapor son más homogéneas. Tienen un calentador

en la base y un gran número de bandejas dispuestas

horizontalmente en toda su altura (Pita G., 2006).

Para el diseño de los equipos de separación, debe tenerse en

cuenta la velocidad con la cual las partículas se separan de una fase

a otra. Por lo general, se aprovecha la fuerza gravitacional para

lograr la decantación, sin embargo al realizar el diagrama de cuerpo

libre, se tiene que la partícula experimenta además una fuerza de

arrastre, los parámetros que definen las dimensiones y tiempos de

diseño están estrechamente ligados a la forma, diámetro,

velocidades, densidades y demás propiedades propias de las

partículas de los fluidos.

Las partículas de líquido sedimentarán de la fase gaseosa, si la

fuerza gravitacional actuando sobre cada una es mayor que la

fuerza de arrastre a lo largo del flujo de gas. Estas fuerzas pueden

ser descritas matemáticamente, y su solución permite encontrar

una velocidad terminal, necesaria para que las partículas de tamaño

Dp puedan ser sedimentadas del flujo de gas:

Donde,

Vt , Es la velocidad terminal [ft/s].

C’, es el coeficiente de arrastre de la partícula *a dimensional+.


99

g, es la gravedad (32,17405 ft/s2).

Mp, es la masa de la gota o partícula [lb].

Dp, Diámetro de la gota o partícula [ft].

ρl , ρg , Densidad del líquido y del gas respectivamente [lb/ft3].

Ap, Área de la sección transversal de la partícula [ft2].

Figura 4.5 Fuerzas que actúan sobre una gota en una corriente gaseosa.



El coeficiente de arrastre ha sido calculado como una función de

la forma de la partícula y el número de Reynolds para el gas. Para el

propósito de esta ecuación, puede suponerse que la partícula es

una esfera sólida, por lo cual, el número de Reynolds se define

como:


100

Donde, Vt es la velocidad terminal, Dp es el diámetro de la

partícula, ρg es la densidad de la partícula y μ la viscosidad del gas

[cp].

Sin embargo para encontrar una solución satisfactoria de la

ecuación (52), es necesario realizar usar un método heurístico de

tanteo entre el tamaño de la partícula y la velocidad terminal, pero

para evitarlo, se ha graficado la solución a una derivación de la

ecuación (52), para conocer el coeficiente de arrastre en función de

número de Reynolds:


101

Figura 4.6 Coeficiente de arrastre contra número de Reynolds para

partículas esféricas.



No en todos los casos es factible usar las relaciones para la

velocidad terminal y el diámetro de partícula, pues depende de

factores como el número de Reynolds o el factor de forma y

diámetro de partícula, la figura 4.7 muestra las ecuaciones que se

pueden usar según estos factores.


102

Figura 4.7 Leyes de separación, según las características de la partícula.




103

4.4.1 Tipos de separadores

Los separadores usualmente se clasifican por la orientación en

separadores horizontales y verticales, Sin embargo otra clasificación

mas precisa los divide según la función que realizan, en separadores

trifásicos y bifásicos.

Figura 4.8 Tipos de separadores

Fuente: (Engineering Data Book, Gas Processor Suplies Association, GPSA, Ninth

Edition, Tulsa (1972) sec 07.)


104

4.4.1.1 Partes de un separador

Sin tener en cuenta la forma u orientación, los equipos de

separación usualmente tienen 4 zonas importantes, las cuales

requieren de control riguroso. Estas zonas han sido mostradas para

ambas orientaciones de los separadores en la figura 4.8. El sistema

de admisión (A) es usado para reducir el momentum de la corriente

que ingresa al equipo, permitiendo una separación inicial de las

fases líquida y gaseosa y encaminar así el flujo dentro del

separador, existe una extensa variedad de equipos para la

admisión, aunque usualmente se denominan divergentes de

entrada.

La sección de separación por acción gravitacional del gas (B) es

diseñada para usar la fuerza de la gravedad, logrando así separar las

gotas de líquido arrastradas hacia la fase gaseosa. Esta sección es

un pre-acondicionamiento del gas, a la etapa de extracción de

niebla en donde se separa completamente del líquido. Consiste en

una porción de recipiente a través de la cual el gas se mueve a una

relativa baja velocidad con poca turbulencia. En algunos equipos

horizontales se usan aspas para reducir la turbulencia, además que

estas permiten una mayor coalescencia de las partículas liquidas, lo

cual reduce la longitud necesaria para la separación. La separación

del líquido se realiza por acción gravitacional (C).

4.4.1.2 Dimensionamiento.

Para el caso de un separador vertical, figura 4.9, se presentan las

dimensiones comúnmente utilizadas.


105

Figura 4.9 Dimensionamiento para un separador vertical.

Los aspectos a tener en cuenta en el dimensionamiento de los

separadores, son:

1º. Las dimensiones pueden estar influenciadas por los

requerimientos de conexión de los instrumentos.


106

2º. Para separadores de diámetro pequeño ( 48in DI) con altas

relaciones de flujo L/G de entrada, esta dimensión debe ser

incrementada en por lo menos un 50%.

3º. Puede usarse el drenado tipo de sifón para reducir la posibilidad

de presentarse el fenómeno de vortex y reducir el calentamiento

de la tubería externa para la protección al congelamiento, figura

4.10.

Figura 4.10 Separador vertical con aspectos técnicos a considerar en el diseño.

4.4.1.3 Prevención de la formación de hidratación


107

Figura 4.11 Contenido de agua en Hidrocarburos gaseosos


108

Figura 4.12 Relación del contenido de agua entre gas ácido y dulce


109

REFERENCIAS

Pita G. 2006. Introducción al GNL. Disponible en:

http://www.sceu.frba.utn.edu.ar/energia/Archivos/Intro%20GNL.p

df. Consultado: 08-12-2010.

Engineering Data Book, Gas Processor Suplies Association, GPSA,

ninth Edition, Tulsa (1972) sec 07, 13.

http://www.sceu.frba.utn.edu.ar/energia/Archivos/Intro%20GNL.pdf

http://www.sceu.frba.utn.edu.ar/energia/Archivos/Intro%20GNL.pdf


110

CAPITULO 5

ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL

5.1 Generalidades

Los componentes mayoritarios del gas natural son los

hidrocarburos parafínicos inferiores, principalmente metano (CH4)

y, en cantidades menores y decrecientes, etano (C2H6), propano

(C3H8), butano (C4H10), etc. También suele contener en origen

otros gases, a veces en proporciones significativas, como

nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), ácido sulfhídrico (H2S),

helio (He), argón (Ar), además vapor de agua (H2O) y a veces,

mercurio (Hg) y arsénico (As).

Una vez extraído el gas natural del pozo éste debe transportarse

hasta la planta de tratamiento donde, en general, se concentra la

producción del conjunto de pozos que forman el yacimiento. El

Gas Natural denominado “seco” (aunque contenga agua de

arrastre y agua asociada) permite su canalización por medio de

gasoductos convencionales desde el yacimiento hasta la planta de

tratamiento. En el caso de los yacimientos de gas natural húmedo

o asociado (que contienen condensados en condiciones

atmosféricas) existen, básicamente, dos alternativas: o bien se

instala planta de tratamiento cerca del pozo de extracción

(cuando el contenido de hidrocarburos en estado liquido no es

muy elevado), de forma que al interior del gasoducto de


111

transporte, coexistan liquido y vapor; o bien se envía el gas

natural extraído, a una presión y temperatura más elevada,

consiguiendo evaporar los condensados, a través de un gasoducto

con espesor de pared más robusto que uno “convencional” (sin

embargo más costoso), de forma tal que se evite la acumulación

de líquidos a lo largo de la línea. Si el contenido de líquido es

elevado, se suele instalar un separador de líquido en la base del

pozo pues el transporte en doble fase es complicado y exige un

diseño riguroso del trazado de la tubería.

Este proceso consiste en remover los contaminantes como el

acido sulfhídrico y el bióxido de carbono, del gas húmedo amargo

recibido de los pozos productores. Este proceso generalmente

aceptado consiste en la absorción selectiva de los contaminantes,

mediante una solución acuosa, a base de una formulación de

amina, la cual circula en un circuito cerrado donde es regenerada

para su continua utilización, como se muestra en la figura 5.1.


112

Figura 5.1 Proceso general de endulzamiento de gas natural.

Fuente: Pemex, Gas y petroquímica básica.

Esta fase de tratamiento es necesaria debido fundamentalmente

a que, por una parte, el gas natural comercial debe cumplir una

serie de especificaciones con el fin de que se pueda transportar

por las redes de gasoductos y ser usado finalmente por los

consumidores, y por otra, en la cadena del gas natural Licuado

(LNG), el proceso de licuefacción implica trabajar a temperaturas

en el entorno de -160°C, por lo que es necesario eliminar

cualquier componente susceptible de congelarse durante el

proceso de enfriamiento que podría producir obstrucción en los

conductos. También deben eliminarse las sustancias corrosivas.

Las especificaciones de depuración en este caso son más

exigentes que las necesarias de transporte por gasoducto, y por lo

tanto en las plantas de LNG se instalan dispositivos capaces de

remover dichas sustancias.


113

La tabla 5.1, muestra las especificaciones reportadas para el gas

requeridas antes del proceso de licuefacción, comparado con las

especificaciones para el trasporte por gasoducto.

ESPECIFICACIONES DE COMPOSICIÓN PARA IMPUREZAS EN EL GAS NATURAL

IMPUREZA ALIMENTO A LA

PLANTA DE LNG

GAS DE LÍNEA

Agua <0,1 ppmv 150 ppmv

(7,0 lb/MMscf, 110 kg/Sm3)

Sulfuro de hidrógeno

(H2S) <4 ppmv

0,25- 0,30 gr/100 scf

(5,7-22,9 mg/Sm3)

Dióxido de Carbono (CO2) < 50 ppmv 3 a 4 mol %

Sulfuro total (H2S,COS,

orgánicos)

< 20 ppmv 5-20 gr/100 scf

(115-459 mg/Sm3)

Nitrógeno < 1% mol 3 mol %

Mercurio < 0,01 μg/Nm3

Butanos 2 mol % max

Pentanos+ 0,1 mol % max

Aromáticos < 2 ppmv

Tabla 5.1. Especificaciones para el gas natural

El propósito de la planta de tratamiento es reducir tanto el

contenido en agua, como los gases ácidos (CO2 y H2S), el mercurio,

los hidrocarburos superiores al metano y el nitrógeno, antes de

transportar el gas por el gasoducto o licuado, ya que estos

compuestos pueden generar ciertos problemas. Por ejemplo, la

congelación y condensación del agua trae consigo el

taponamiento de los circuitos de licuefacción y la corrosión de los

gasoductos de transporte, además forma hidratos sólidos con los

alcanos en condiciones de bajas temperaturas y altas presiones;


114

los gases ácidos, como el sulfhídrico (H2S), producen corrosión

ácida en los gasoductos así como contaminación en la

combustión, y en el caso del dióxido de carbono (CO2), su

congelación tiene como consecuencia la obstrucción o el

taponamiento de los conductos de licuefacción y la corrosión de

gasoductos en presencia de agua; el mercurio (Hg) produce la

rápida y severa corrosión del aluminio, material que

habitualmente se emplea en los intercambiadores criogénicos, por

sus buenas propiedades mecánicas a baja temperatura; el

Nitrógeno (N2) es una gas inerte sin valor comercial en el gas; su

presencia tiene como consecuencia en descenso en la

temperatura necesaria para el almacenamiento de LNG, lo que

implica un incremento en el consumo de energía en las unidades

de licuefacción; los hidrocarburos superiores al metano producen

el ensuciamiento del gasoducto si se transportan en estado

líquido, pudiendo llegar a obstruirlo, así como el taponamiento de

los intercambiadores de calor criogénicos o de las válvulas de

expansión debido a su congelación, durante el proceso de

enfriamiento para la licuefacción; los mercaptanos (R-SH) se

eliminan a causa de olor que producen en la combustión del gas y

para alcanzar la especificación del gas natural en lo que se refiere

al contenido en azufre. Sin embargo, en caso de no existir, es

necesario odorizar el gas para aportar el olor “característico” y así

facilitar su detección en caso de fuga en las conducciones.


115

5.2 Eliminación de gases ácidos: desulfurización y

descarbonatación

La desulfurización del gas debe llevarse a cabo, pues se

disminuye el riesgo de corrosión en los equipos e instalaciones

posteriores de tratamiento. Existen tres tipos de procesos

principales: la absorción química, la absorción física, y la

adsorción.

La elección del proceso a utilizar depende del comportamiento

de gases ácidos, H2S y CO2, en el gas natural a tratar. En el caso de

que se presenten elevados contenidos de estos compuestos,

puede ser necesario aplicar dos procesos de tratamiento

sucesivos, siendo el primero el que elimina la mayor parte de los

gases ácidos, con un bajo contenido energético, y el segundo el

tratamiento final. Los procesos de absorción son los más usados

para la eliminación para eliminación del H2S y del CO2, cuando la

presencia de este último no es excesiva. Cuando la concentración

de tales contaminantes es relativamente baja puede usarse la

adsorción de forma ventajosa.

5.2.1 Absorción química

En la absorción química, una solución absorbente reacciona

químicamente con los gases ácidos (H2S, CO2) contenidos en el gas

natural para producir un compuesto que puede ser disociado

mediante “stripping” a baja presión y alta temperatura, con el fin

de regenerar el absorbente. Los absorbentes más empleados son

soluciones de aminas (absorción a temperatura ambiente) y


116

carbonato de potasio (absorción a 100-110 °C). La figura 5.2

muestra el proceso utilizado en el endulzamiento por absorción

química.

Figura 5.2 Endulzamiento por reacción química.

Fuente: Osorio, Rafael; Endulzamiento del gas natural

5.2.2 Absorción física

En el proceso de absorción física, no existe reacción química

entre los gases ácidos y el disolvente; los gases ácidos

simplemente se disuelven en la solución absorbente bajo presión

como se muestra en la figura 5.3. Los parámetros que afectan a la

disolución son la temperatura, la presión y la concentración de

gases. El disolvente se regenera mediante expansiones a baja

presión de la solución rica en gases ácidos y suele realizarse en

varias etapas. La absorción física no es conveniente para la

desulfurización del gas húmedo, pues algunos componentes,

como el butano, se solubilizan en esos disolventes prácticamente

lo mismo que el H2S.


117

Figura 5.3. Endulzamiento por Absorción física.

Fuente: Osorio, Rafael; Endulzamiento del gas natural

Un proceso que combina tanto la absorción física como la

química, es el proceso sulfinol. Dicho proceso, mostrado en la

figura 5.4, utiliza un ciclo de absorción con solvente y su posterior

regeneración. Los componentes ácidos del gas son eliminados

mediante un contacto en contracorriente con el solvente pobre a

presión; el solvente que sale es regenerado mediante contacto

con vapor en una columna calentada y posteriormente se enfría el

solvente para volverlo a alimentar al contactor. Parte de dicho

enfriamiento puede hacerse con la corriente de solvente rico en

componentes ácidos y, en plantas cuya corriente de alimentación

de gas acido contiene grandes cantidades de H2S, no es necesario

precalentar el solvente que entra al regenerador. (Rocha Aguilera,

Gonzalo)


118

La capacidad de tratamiento del proceso del sulfinol varía desde

la eliminación de pequeños porcentajes de CO2 hasta el

tratamiento de corrientes con 12% de H2S mas CO2 y más de 600

partes por millón de sulfuro de carbonil (COS) y mercaptanos

reduciendo los contenidos de H2S a 4 ppm y el contenido total de

azufre a 16 ppm. Esta alta capacidad de tratamiento es debida al

solvente utilizado, que consiste en una mezcla de agua, una

alcanolamina y sulfolano.

Figura 5.4. Endulzamiento por proceso con sulfinol.

5.2.3 Adsorción

La adsorción se realiza por filtros moleculares, también llamados

tamices moleculares (zeolitas), pero su uso se limita a gas natural

con bajo contenido en gases ácidos (del orden del 0,2 % en

volumen para plantas de gran capacidad de licuefacción, o del 1 %


119

en plantas de “peak shaving”), debido a la cantidad de filtros y el

caudal de gas de regeneración requerido. Estos tamices

moleculares se utilizan para eliminar los mercaptanos de la

corriente de gas, ya que estos productos no se eliminan en las

unidades de aminas de la fase de tratamiento de la planta de

licuefacción, y normalmente, se sitúan aguas debajo de la unidad

de absorción para reducir el tamaño de los lechos.

Figura 5.5. Endulzamiento con membranas poliméricas.

Fuente: Hernandez F, et al; 1996

El gas ácido residual, obtenido después de haber llevado a cabo

uno de estos procesos, debe ser tratado convenientemente,

produciendo azufre elemental y agua (mediante el proceso Claus)


120

u otro compuesto estable de azufre, para evitar la contaminación

ambiental. El anhídrido carbónico se vierte a la atmosfera.

Unidad de remoción de gas ácido

Se emplean unidades para endulzar el gas natural, y remover

CO2 y H2S, los cuales se conocen como gases ácidos, porque en

presencia de agua forman ácidos. El diagrama esquemático típico

se observa en la Figura 5.6. Al absorbedor entra gas natural con

los contaminantes, conocido como gas agrio; se emplea dietanol

amina (DEA) como líquido absorbente, el cual luego es despojado

de dichos gases en el regenerador, para que de esta forma pueda

utilizarse nuevamente mediante recirculación a la torre de

endulzamiento (Javanmardi. J., et. al., 2006).


121

Figura 5.6. Diagrama esquemático de remoción de gas natural.

Adaptado de Javanmardi, J. et. al. 2006.

REFERENCIAS

Hernández Pérez, Fidencio. Salas Padrón, Alejandrina. Olivares

Fuentes, Armando. Preparación de membranas poliméricas para

el endulzamiento de gas natural; Journal of the Mexican Chemical

Society; 1996. Volumen 40 Numero 002.

Javanmardi, J., Nasrifar, K., Najibi, S., Moshfeghian, M. (2006)

Feasibility of transporting LNG from South Pars gas field to

potential markers. Applied Thermal Engineering, 1812-1819.


122

Osorio, Rafael; Endulzamiento de gas natural. Petróleo, ingeniería

de petróleo y gas natural. Disponible en:

http://www.petroblogger.com/2010/06/endulzamiento-de-gas-

natural.html. Consultada el 2010-12-08

PEMEX, Gas y petroquímica básica. Procesos industriales en los

complejos procesadores de gas. Disponible en:

http://www.gas.pemex.com/NR/rdonlyres/05E98E6D-E390-4A3D-

AAC7-

5E170558FA20/0/PROCESOSINDUSTRIALESnoviembre06.pdf.

Consultada el 2010-12-08

Rocha Aguilera, Gonzalo. Procesos industriales de Endulzamiento

de gas natural. Disponible en

http://catarina.udlap.mx/u_dl_a/tales/documentos/mqi/rocha_a

_g/capitulo4.pdf Consultada en: 2010-12-08

http://www.petroblogger.com/2010/06/endulzamiento-de-gas-natural.html.%20Consultada%20el%202010-12-08


http://www.gas.pemex.com/NR/rdonlyres/05E98E6D-E390-4A3D-AAC7-5E170558FA20/0/PROCESOSINDUSTRIALESnoviembre06.pdf.%20Consultada%20el%202010-12-08




http://catarina.udlap.mx/u_dl_a/tales/documentos/mqi/rocha_a_g/capitulo4.pdf



123

CAPITULO 6

DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

El gas endulzado de la unidad de remoción de ácido es saturado

con agua. Para prevenir la formación de hidratos durante la

licuefacción, el gas se debe secar empleando por ejemplo, una

unidad de adsorción con tamiz molecular. La unidad de

deshidratación requiere dos o tres torres para absorber el agua,

ya que mientras una absorbe agua, la segunda realiza el proceso

de regeneración y la tercera es enfriada. La Figura 6.1, muestra el

diagrama esquemático para la conversión en la unidad de

deshidratación.

Figura 6.1 Diagrama esquemático de la unidad de deshidratación.



124

6.1 Deshidratación del Gas Natural

La deshidratación del gas natural es la remoción de agua en

forma de vapor, asociada al gas. Este proceso es fundamental

porque previene la formación de hidratos de gas y reduce la

corrosión. Si no se lleva a cabo la deshidratación, el agua se puede

condensar en los gasoductos y acumularse en puntos bajos a lo

largo del ducto, reduciendo la capacidad de flujo.

La eliminación del agua evita la corrosividad del anhídrido

carbónico, pero sin embargo, puede ser necesaria la separación

de éste último, en caso de que se encuentre en una concentración

excesiva, aún después del tratamiento realizado anteriormente.

Debe tenerse en cuenta que el gas procedente de pozos de

petróleo presurizados con CO2 puede contener más del 70% de

anhídrido carbónico. En tal caso, la separación del CO2 debe

hacerse por otros métodos distintos del de la absorción, que

resultaría muy costosa, pudiéndose emplear distintos tipos de

destilación a baja temperatura y presión para evitar la formación

de nieve carbónica. El CO2 puede separarse en fase líquida, lo que

resulta muy ventajoso para su posterior reinyección en los pozos.

Lo restrictivo de las especificaciones requeridas para el agua

hace que uno de los procesos más usados sea secar mediante

adsorción empleando desecadores sólidos. Diversos métodos se

han desarrollado a escala industrial para la deshidratación de

gases; los tres métodos mayormente usados son: 1) enfriamiento

directo, 2) adsorción y 3) absorción. Los desecantes usados en el

proceso de adsorción son comúnmente, tamices moleculares


125

(zeolitas), sílica gel y bauxita. Para la absorción, los desecantes

más usados son glicoles de dietileno y trietileno. Usualmente, el

ciclo de extracción por absorción se emplea para remover grandes

cantidades de agua, mientras que el de adsorción se emplea para

sistemas criogénicos, a fin de alcanzar bajos contenidos de

humedad (Figura 6.2).

6.1.1 Enfriamiento Directo

El vapor saturado en el gas natural disminuye con el incremento

de la presión o el decremento de la temperatura. Así, los gases

calientes saturados con agua, pueden ser parcialmente

deshidratados por enfriamiento directo. Los gases que se someten

a la compresión se enfrían posteriormente (“after cooled”), y con

ello se puede remover el agua del gas. Evidentemente, este

proceso requiere reducir la temperatura al valor más bajo en el

cual el gas se encuentra a la presión que prevalece, para así

prevenir la condensación del agua en dicho estado.


126

Figura 6.2 Grado de deshidratación del gas para diversos procesos.

Fuente: Kocken.

6.1.2 Absorción de agua en Glicoles

Existen procesos por absorción del agua retenida en el gas,

empleando un disolvente que permita la deshidratación. Algunos

de los disolventes más empleados en la industria del gas natural,

son los glicoles, sin embargo existen desarrollos de otros

componentes que también pueden emplearse.

La deshidratación por absorción, requiere el uso de desecantes

líquidos para remover el agua en forma de vapor del gas. Aunque

http://kockenenergy.com/es/products-services/dehydration/assets/gas-selection-lg.png


127

existen varios líquidos que poseen las características para

absorber agua del gas, el líquido más deseado para la

deshidratación comercial, tiene las siguientes propiedades:

Alta eficiencia de absorción.

Regeneración fácil y económica.

No corrosivo y no tóxico.

Problemas de operación nulos cuando se emplea en altas

concentración.

Interacción nula con los hidrocarburos del gas, y no

contaminación por gases ácidos.

Los glicoles, particularmente el etilenglicol (EG), dietilenglicol

(DEG), trietilenglicol (TEG) y tetraetilenglicol (T4EG), son los

compuestos que satisfacen más fácilmente las condiciones

anteriores. El agua y los glicoles son completamente solubles en

fase líquida debido a la formación de puentes de hidrógeno, y sus

presiones de vapor son muy bajas. Uno de los glicoles más usados,

es el trietilenglicol:

El gas húmedo es deshidratado en el absorbedor, y la columna

de extracción regenera el TEG. La corriente de glicol debe ser

recargada constantemente porque algo del TEG puede reaccionar

y formar moléculas pesadas, las cuales se deben remover

mediante un filtro o por destilación (Figura 6.3).


128

Figura 6.3 Diagrama de Flujo típico para una unidad de deshidratación

con TEG. Fuente: Dynamix Cosmo Products.

La figura 6.4, muestra el diagrama del proceso de deshidratación

para el gas de un campo petrolero con una producción de 4,7

millones de pies cúbicos por día (4,7 MMSCFD), donde se

presentan las condiciones de operación resultantes del proceso de

simulación con el software HYSYS Aspen. La tabla 6.1, presenta la

lista de equipamiento para el proceso de deshidratación con cada

una de sus operaciones unitarias: equipos, descripción,

capacidades de cada operación, temperaturas y presiones de

operación.


129

GLYCOL

DEHYDRATOR

INTEL SCRUBBERSURGE DRUM

FLASH

TANK

FILTER

PUMP

Wet Intel Gas

Liquids

Flash Gas

Water Vapor

Lean

Glycol

Dry Gas

Steam

Or Hot Oil

GLYCOL

REGENERATOR

Figura 6.4 Diagrama del proceso de deshidratación con glicoles para capacidad de 4,7 MMSCFD. Fuente: Autores.

Equipo Descripción Capacidad T operación [°F] P operación [psia]INTEL SCRUBBER Scrubber Separator tank 4.7 MMSCFD 60 - 100 < 2000

GLYCOL

DEHYDRATORGas-Liquid contactor G-L (5 ft diameter) 60 - 100 < 2000

GLYCOL

REGENERATORBoiling Distillation system Tray/packed volume 35 ft3 375- 400 60-80

FLASH

TANKVacuum pressure separator 12 m3/h 100-375 <20

SURGE DRUM Stabilizer tank 12 m3/h 400 60-80

FILTER Filter system 12 m3/h 20-40 100

Lista de equipamiento

Operating condition using TEG as example

Tabla 6.1. Lista de equipamiento para el proceso de deshidratación de gas con capacidad de 4,7 MMSCFD. Fuente: Autores.


130

6.1.3 Adsorción de agua por un sólido

La deshidratación por adsorción (o lecho sólido) es el proceso en

el cual un sólido desecante es usado para remover agua en forma

de vapor de la corriente de gas. Los sólidos desecantes que se

emplean comúnmente, deben ser regenerados, y por tanto,

empleados varias veces en los ciclos de adsorción-desorción.

Los mecanismos de adsorción sobre una superficie son de dos

tipos: físicos y químicos. El segundo de estos procesos, involucra

una reacción química, y se denomina “chemisorption”. Los

adsorbentes químicos tienen una limitada aplicación. Los

adsorbentes que permiten la adsorción física mantienen la

sustancia adsorbida en la superficie por fuerzas superficiales.

Generalmente, se consideran las siguientes propiedades:

Gran área superficial para mayor capacidad.

Comercialmente, los adsorbentes tiene un área superficial

de 500—800 m2/g.

Buena actividad de retención con tiempo/uso.

Alta velocidad de transferencia de masa.

Fácil y económica regeneración.

Pequeña resistencia al flujo de gas, de tal forma que la

caída de presión en el sistema de deshidratación sea bajo.

Alta fuerza mecánica para resistir formación de polvo.

Económico, no corrosivo, no tóxico, químicamente inerte.

Algunos materiales que satisfacen dicho criterio, en orden de

incremento de costo son: mineral de bauxita, que consiste


131

principalmente de alúmina (Al2O3.x H2O), sílica gel y sílica-alúmina

gel y finalmente, tamices moleculares. El carbón activado,

empleado ampliamente como adsorbente, no tiene la capacidad

de adsorber agua por lo que no se emplea para procesos de

deshidratación. La tabla 6.2, resume las propiedades típicas de los

desecantes. La selección de un desecante adecuado es

principalmente, un ejercicio económico.

PROPIEDAD SÍLICA

GEL ALÚMINA TAMICES MOLECULARES

(4Å A 5Å)

Área superficial (m2/g)

750-830 210 650-800

Volumen de poro (cm3/g)

0.40-0.45 0.21 0.27

Diámetro del poro (Å)

21-23 26

Cavidades 11.4Å diámetro con aberturas circulares de 4.2Å en diámetro.

Densidad aparente (kg/m3)

721 801-881 689-721

Gravedad específica

1.2 1.6 1.1

Calor específico (kJ/kg °C)

0.92 0.24 0.2

Tabla 6.2 Resumen de las propiedades típicas de desecadores. Fuente: Gandhidasan P., et. al. 2001.

La forma hidratada de óxido de aluminio, es el menos costoso de

los adsorbentes. La alúmina es activada por la repulsión de algo

del agua asociada con ésta en su forma hidratada por

calentamiento. Esto produce una depresión excelente en el punto

de rocío, tan bajos como -100°F, pero requiere mucho más calor

para la regeneración. Adicionalmente, la alúmina es alcalina y no

se puede usar en presencia de gases ácidos, o químicos acídicos


132

usados en el tratamiento. La tendencia a adsorber hidrocarburos

pesados es alta, con una gran dificultad de remoción durante la

regeneración.

Los geles son sólidos granulosos y amorfos generados por

reacción química. Los geles que se preparan por reacción de ácido

sulfúrico y silicato de sodio se conocen como sílica-gel, y consiste

únicamente en de dióxido de silicio (SiO2). Los geles de alúmina,

consisten principalmente de Al2O3 en forma de hidrato. Los geles

de sílica y alúmina son combinaciones de sílica-gel y alúmina-gel.

Los geles pueden deshidratar el gas hasta 10 ppm, y tienen una

regeneración más fácil de todos los desecantes. Éstos adsorben

hidrocarburos pesados, pero los liberan fácilmente durante la

regeneración. Como son ácidos, pueden se pueden manejar gases

ácidos, pero no materiales alcalinos como soda cáustica o

amoniaco. Aunque no reaccionan con H2S, el sulfuro puede

depositarse y bloquear la superficie. A pesar de ello, los geles son

muy útiles si el contenido de H2S es menor que 5-6%.

Los tamices moleculares son compuestos adsorbentes de

polímeros cristalinos de aluminosilicatos (zeolitas) (Figura 6.5).

Eficientemente remueven desde bajas concentraciones de

sustancias contaminantes polares o polarizables como agua,

metanol, H2S, CO2, COS, mercaptanos, sulfuros, amoniaco,

aromáticos y mercurio hasta trazas de éstos.

Una zeolita es un aluminosilicato cristalino estructurado sobre

una red tridimensional de iones de oxígeno. Dentro de los sitios


133

tetratédricos formados por los átomos de oxígeno se sitúan iones

Si4+ o Al3+. Esto constituye la unidad primaria de construcción

tetraédrica de una estructura de zeolita (Figura 6.6). El ion AlO2-

en la estructura determina su carga. Una fórmula empírica

representativa para la zeolita, se puede escribir en forma de óxido

como:

Donde, M representa los cationes intercambiables, n representa

la valencia del catión, x es igual o mayor a 2 porque Al3+ no ocupa

sitios adyacentes tetraédricos. El grado de deshidratación está

dado por Y (Szostak R., 1998).

Un resumen de las diferencias entre zeolita y tamiz molecular, se

presenta en la tabla 6.3.

Tamiz Molecular Zeolita

Estructura porosa Estructura cristalina microporosa

Composición elemental variable

Estructura de aluminosilicatos

Estructura catiónica de coordinación variable

Coordinación tetraédrica

Carga variable de la estructura Estructura Aniónica

Tabla 6.3 Diferenciación entre las definiciones de tamiz molecular y zeolita. Fuente: Szostak R. 1998.


134

Figura 6.5 Tipos de tamices moleculares. Adaptado de Szostak R., 1998.

Figura 6.6 Varias unidades primarias encontradas en un tamiz

molecular.

Los tamices moleculares presentan una mayor relación de

adsorción que la alúmina, por lo que tanto la cantidad de material

desecante a emplear, como el tamaño de los equipos, son

menores en este caso, Consecuentemente las plantas de

tratamiento modernas usan tamices moleculares, que tienen,


135

además, la ventaja de adsorber los hidrocarburos pesados con

mayor eficacia que la alúmina.

Una unidad de deshidratación está formada normalmente por

dos desecadores, de forma que uno de ellos se encuentre en

operación mientras que el otro esté en fase de regeneración. La

regeneración se realiza haciendo pasar, a contracorriente, gas

seco caliente por el desecador. Para eliminar el agua absorbida

por el gas seco se produce un enfriamiento mediante expansión,

consiguiendo de esta forma la condensación del agua. Finalmente,

este gas se comprime para ser introducido en la línea de gas

natural que se va a secar (Figura 6.7).

Figura 6.7 Sistema de deshidratación con tamices moleculares con ciclo abierto. Fuente: UOP, 2006.


136

La figura 6.8, muestra el diagrama del proceso de deshidratación

con dos sistemas de adsorción de lecho para el gas de un campo

petrolero con una producción de 4,7 millones de pies cúbicos por

día (4,7 MMSCFD), donde se presentan las condiciones de

operación resultantes del proceso de simulación con el software

HYSYS Aspen. La tabla 6.4, presenta la lista de equipamiento para

el proceso de deshidratación con cada una de sus operaciones

unitarias: equipos, descripción, capacidades de cada operación,

temperaturas y presiones de operación.

.


137

Regeneration gas

Heater

DUST

FILTER

INTEL

SEPARATOR

Condenser

WATER

KNOCKOUT

Compressor

DRY GAS

Regenaration gas Recycle

WET GAS

P-59

Water

Open Closed

AD

SO

RB

ER

# 1

AD

SO

RB

ER

# 2

Two- Bed adsorption Process

Figura 6.8 Diagrama del proceso de deshidratación con adsorbedores

sólidos para capacidad de 4,7 MMSCFD. Fuente: Autores.

Equipo Descripción Capacidad T operación [°F] P operación [psia]Intel Separator Scrubber Separator tank 4.7 MMSCFD 60 - 100 < 2000

Adsorber # 1 Solid Bed adsorptrion system 10 to 1500 MMscfd Op (50 -115) -Reg (400 -600) 1500

Adsorber # 2 Solid Bed adsorptrion system 10 to 1500 MMscfd Op (50 -115) -Reg (400 -600) 1500

Regeneration Gas heater Gas Heater to Regeneration 4.7 MMSCFD 700 40

Water KnockOut Stabilizer Separation tank 12 m3/h 400 60-80

FILTER Filter system 12 m3/h 20-40 100

Lista de equipamiento (Two-Bed Adsorption Unit)

Tabla 6.4 Lista de equipamiento para el proceso de deshidratación con

lechos de adsorción sólidos de gas con capacidad de 4,7 MMSCFD.

Fuente: Autores.

Aunque su presencia es escasa, y sólo en plantas de LNG, el

mercurio se elimina haciendo circular el gas natural a través de un


138

lecho de adsorbente sólido, el cual fija el mercurio. La adsorción

se realiza habitualmente mediante compuestos de azufre

depositados en alúmina o carbón activado. Actualmente, el

adsorbente saturado de mercurio no puede ser regenerado en la

planta, por lo que el material gastado debe ser reemplazado por

material nuevo.

REFERENCIAS

Dynamix Cosmo Products. Triethylene Glycol (TEG). Disponible en:

http://www.google.com.co/imgres?imgurl=http://www.dmx.com.

sg/projectdmxfinal/images/tegflow_black.gif&imgrefurl=http://w

ww.dmx.com.sg/projectdmxfinal/teg.html&usg=__0X0S8L88Fmk2

6UcMTDrMMiqZZiE=&h=452&w=615&sz=15&hl=es&start=1&zoo

m=1&um=1&itbs=1&tbnid=BAENO8TN_JkwbM:&tbnh=100&tbnw

=136&prev=/images%3Fq%3DFlow%2Bsheet%2Bfor%2BTEG%2Bd

ehydration%2Bplant%26um%3D1%26hl%3Des%26sa%3DN%26rlz

%3D1R2ADBF_es%26tbs%3Disch:. Consultado: 2010-12-14.

Gandhidasan P., et. al. 2001. Dehydration of natural gas using

solid dessicants. Energy 26 (2001) 855-868.

Hernández Pérez, Fidencio. Salas Padrón, Alejandrina. Olivares

Fuentes, Armando. Preparación de membranas poliméricas para

el endulzamiento de gas natural; Journal of the Mexican Chemical

Society; 1996. Volumen 40 Numero 002


Feasibility of transporting LNG from South Pars gas field to

potential markers. Applied Thermal Engineering, 1812-1819.

http://www.google.com.co/imgres?imgurl=http://www.dmx.com.sg/projectdmxfinal/images/tegflow_black.gif&imgrefurl=http://www.dmx.com.sg/projectdmxfinal/teg.html&usg=__0X0S8L88Fmk26UcMTDrMMiqZZiE=&h=452&w=615&sz=15&hl=es&start=1&zoom=1&um=1&itbs=1&tbnid=BAENO8TN_JkwbM:&tbnh=100&tbnw=136&prev=/images%3Fq%3DFlow%2Bsheet%2Bfor%2BTEG%2Bdehydration%2Bplant%26um%3D1%26hl%3Des%26sa%3DN%26rlz%3D1R2ADBF_es%26tbs%3Disch









139

Kocken. Sistemas de Energía INC. Deshidratación de gas.

Disponible en: http://kockenenergy.com/es/products-

services/dehydration/index.html. Consultado: 14-12-2010.

Osorio, Rafael; Endulzamiento de gas natural. Petróleo, ingeniería

de petróleo y gas natural. Disponible en:

http://www.petroblogger.com/2010/06/endulzamiento-de-gas-

natural.html. Consultada el 2010-12-08.

PEMEX, Gas y petroquímica básica. Procesos industriales en los

complejos procesadores de gas. Disponible en:

http://www.gas.pemex.com/NR/rdonlyres/05E98E6D-E390-4A3D-

AAC7-E170558FA20/0/PROCESOSINDUSTRIALESnoviembre06.pdf.

Consultada el 2010-12-08.

Rocha Aguilera, Gonzalo. Procesos industriales de Endulzamiento

de gas natural. Disponible en

http://catarina.udlap.mx/u_dl_a/tales/documentos/mqi/rocha_a

_g/capitulo4.pdf Consultada en: 2010-12-08.

Szostak R., 1998. Molecular Sieves. Second Edition. Blackie

Academic & Professional. Disponible en:

http://books.google.com.co/books?id=lteintjA2-

MC&pg=PA21&lpg=PA21&dq=molecular+sieves&source=bl&ots=3

cv2zDXUZK&sig=DC2txrvvdow29A31hfwf-

c9yAmY&hl=es&ei=aLAHTZSZJMT6lwfX8ODRCQ&sa=X&oi=book_r

esult&ct=result&resnum=4&ved=0CDsQ6AEwAw#v=onepage&q&

f=true. Consultado: 14-12-2010.

http://kockenenergy.com/es/products-services/dehydration/index.html

http://kockenenergy.com/es/products-services/dehydration/index.html



http://www.gas.pemex.com/NR/rdonlyres/05E98E6D-E390-4A3D-AAC7-E170558FA20/0/PROCESOSINDUSTRIALESnoviembre06.pdf.%20Consultada%20el%202010-12-08





http://books.google.com.co/books?id=lteintjA2-MC&pg=PA21&lpg=PA21&dq=molecular+sieves&source=bl&ots=3cv2zDXUZK&sig=DC2txrvvdow29A31hfwf-c9yAmY&hl=es&ei=aLAHTZSZJMT6lwfX8ODRCQ&sa=X&oi=book_result&ct=result&resnum=4&ved=0CDsQ6AEwAw#v=onepage&q&f=true







140

UOP, 2006. Gas Processing. MOLSIV Molecular Sieves. Disponible

en: http://www.uop.com/objects/96%20MolecularSieves.pdf.

Consultado: 14-12-2010.

Chapter 7. The dehidratation and Sweetening of Natural Gas.

Disponible en:

http://www.ipt.ntnu.no/~jsg/undervisning/naturgass/parlaktuna/

Chap7.pdf. Consultado: 14-12-2010.

http://www.uop.com/objects/96%20MolecularSieves.pdf

http://www.ipt.ntnu.no/~jsg/undervisning/naturgass/parlaktuna/Chap7.pdf

http://www.ipt.ntnu.no/~jsg/undervisning/naturgass/parlaktuna/Chap7.pdf


141

CAPITULO 7

FRACCIONAMIENTO DE GAS NATURAL

El procesamiento de gas natural es un conjunto integrado de

operaciones que permiten la separación de líquidos e hidrocarburos

de una corriente de gas natural, con el fin de obtener un producto

seco que pueda transportarse a través de un gasoducto.

Representa el primer eslabón en la cadena de producción y

comercialización del gas natural, pues gracias a éste se logra su

acondicionamiento fisicoquímico antes de entrar al sistema de

transmisión que conduce finalmente a los sitios de venta (Hubbard,

2009).

Dentro de un sistema integral de producción de gas natural (Figura

7.1), el procesamiento hace parte del sector medio, junto con las

etapas de compresión y recolección del gas en su estado original,

donde forma una mezcla compleja con aceite crudo, vapor de agua,

sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y por supuesto

hidrocarburos, grupo de compuestos que en este contexto recibe el

nombre de líquidos de gas natural (NGL por su siglas en inglés) y

que comprende principalmente los alcanos acíclicos etano,

propano, n- butano, isobutano, n-pentano, n-hexano y n-heptano.

Estos hidrocarburos tienen alto valor agregado como productos

separados razón por la cual es pertinente su separación y

tratamiento en el subsistema de procesamiento de gas natural.


142

Figura 7.1 Sistema de producción de gas natural (Hubbard, 2009)

Desde esta perspectiva, el tratamiento del gas natural en el sector

medio comprende dos etapas centrales: La extracción o

recuperación de los NGL del gas natural crudo y la separación

individual de dichos componentes. El principio físico para llevar

ambas operaciones a cabo es producir un cambio de fase a partir de

un agente másico de separación o de un agente energético (Abdel

Aa et. al, 2003).

Las técnicas basadas en los agentes másicos incluyen la

transferencia de masa por adsorción y absorción en tanto que la


143

destilación es la operación clásica de separación cuyo agente de

cambio de fase es la energía. En el procesamiento de gas natural se

emplea esta última técnica y como la materia prima es una mezcla

multicomponente, se acostumbra a llamarle operación de

fraccionamiento.

El fraccionamiento consiste en la separación de los componentes

de una mezcla de acuerdo a la diferencia en sus puntos de

ebullición. Se trata de un proceso dinámico, en el que ocurre

simultáneamente la vaporización y condensación de la mezcla

gracias al aporte de calor; allí se produce la transferencia de los

componentes más volátiles desde la fase vapor hacia la fase líquida,

obteniendo productos de pureza significativa en las corrientes de

cima y fondo (Younger, 2004).

En el procesamiento de gas natural, el fraccionamiento se

desarrolla en una serie de etapas donde convencionalmente se

separa uno de los hidrocarburos de la mezcla hasta obtenerlos en

corrientes independientes. El equipo donde ocurre este proceso se

denomina torre fraccionadora (Figura 7.2.) y su dimensionamiento

depende de la composición del alimento considerando las

impurezas, las especificaciones de los productos finales y el

consumo de energía asociado (Bahnassi et. al. 2005).


144

Figura 7.2 Configuración de una torre de fraccionado de NGL

La factibilidad de la separación se puede evaluar por la diferencia

en los puntos de ebullición de los componentes y por el factor de

separación que se calcula con la siguiente relación de

concentraciones (C) para dos sustancias A y B de interés:

Cuando este valor es elevado (mayor a 1) se infiere una

separación relativamente sencilla, reflejada a su vez en una

diferencia significativa entre los puntos de ebullición de dichas


145

sustancias. Si esto no sucede, los costos de operación y

mantenimiento de la planta se incrementan dado que el diseño de

las torres de fraccionado exigiría un gran tamaño ante la necesidad

de incorporar un gran número de platos para favorecer la

transferencia de masa, se requeriría una alta tasa de reflujo y entre

otras cosas, el requerimiento de energía térmica sería más elevado

(Abdel Aa et. al, 2003).

Un sistema tradicional de fraccionamiento de gas natural consiste

en un tren secuencial de columnas de destilación en donde ocurre

la separación desde el componente más liviano hasta los

hidrocarburos de mayor peso molecular. En este sentido, la primera

torre de fraccionado recibe como alimento una mezcla cruda

proveniente de la planta demetanizadora y separa el etano de la

corriente de NGL; se le nombra como deetanizadora, emplea un

condensador parcial para obtener un gas frio y su presión de

operación es 450 psia. A continuación, la corriente de fondo ingresa

a la depropanizadora (donde la presión es de 250 psia) y allí el

siguiente componente separado es el propano. La torre

debutanizadora, con una presión de operación de 70 psia separa, el

n-butano y el isobutano de la mezcla que contiene pentanos y

otros hidrocarburos pesados constituyentes en conjunto de la

gasolina de gas natural. Finalmente, se incorpora una torre

deisobutanizadora operando a una presión de 85 psia para separar

los dos isómeros de butano. Una distribución común de las

composiciones en las corrientes de salida y el alimento se

especifica en la tabla 7.1 (Manley, 1996).


146

Porcentaje

en volumen Alimento Etano Propano i-butano n-Butano Gasolina

Metano 0,5 1,4

Etano 37,0 95,1 7,3

Propano 26,0 3,5 90,2 2,0

Isobutano 7,2

2,5

96,0 4,5 3,0

N-butano 14,8

2,0 95,0 33,1

Isopentano 5,0

0,5 23,5

N-pentano 3,5

N-hexano 4,0

26,9

N-heptano 2,0 13,5

Tabla 7.1 Composición de las corrientes de alimentación y producto en un

sistema de fraccionamiento de NGL (Adaptado de Manley, 1996)

El funcionamiento eficaz del sistema de fraccionamiento está

definido en forma decisiva por el control de la temperatura, la

presión y la composición de la mezcla, como parámetros de

operación. La temperatura en la zona superior de las torres debe

regularse con alta precisión mediante la tasa de reflujo para

minimizar la concentración de componentes pesados en la corriente

de cima. En lo posible, las torres de fraccionado deben operar con

una tasa de reflujo alta (Abdel Aa et. al, 2003).

La presión de las torres de fraccionado se establece en función del

fluido de transferencia de calor utilizado en los condensadores de

cima. Es frecuente el uso de aíre y agua aunque los rangos de

temperatura de operación son relativamente limitados y por debajo

de 35 °C se incrementan los costos porque es necesario incorporar

un fluido de refrigeración. Dado que el factor de separación se ve


147

incrementado con una disminución de la presión, es recomendable

operar el tren de torres de fraccionado a la presión más baja

posible.

Respecto al rehervidor, comúnmente se dispone de calentadores

de llama o de fluidos de transferencia de calor como aceite caliente

y vapores. La ventaja del uso de vapores radica en que el aumento

de presión, incrementa la temperatura de éstos y el gradiente para

que ocurra la transferencia de calor, haciendo posible

simultáneamente una reducción de superficie sin comprometer el

rendimiento del equipo (Bahnassi et. al. 2005).

7.1 Tratamiento y Estabilización de productos

Del proceso de fraccionamiento de los líquidos de gas natural se

obtiene variedad de productos valiosos con múltiples aplicaciones.

Los más importantes son etano, propano y butano de alta pureza,

mezclas de propano y butano conocidas con el nombre de Gas de

Petróleo Licuado, gasolina de gas natural y mezclas de esta con

butano.

El etano es una materia prima en la producción de etileno, bloque

estructural del polietileno en la industria de polímeros, por lo que

esta olefina es usada para producir muchos materiales como

plásticos, resinas, fibras, etc. Por su parte, el propano también se

emplea en la producción de propileno y etileno y se usa en zonas

rurales como combustible.


148

El butano es usado en petroquímica para la producción de olefinas

livianas y el isobutano tiene aplicaciones en refinerías como materia

prima de las unidades de alquilación y en la producción de metil-

terbutil éter (Hubbard, 2009).

Es importante considerar que, dada la procedencia del gas natural,

los productos separados pueden contener impurezas en diversa

proporción, conteniendo trazas de CO2, H2S, H2O y COS que pueden

ser superiores a los niveles máximos permitidos, por lo que su

eliminación es crucial para satisfacer tanto las especificaciones de

calidad del mercado y los sistemas de distribución y transporte

como las exigencias ambientales y evitar problemas en etapas

posteriores de producción debido a fallas por corrosión,

congelamiento y envenenamiento de catalizadores. Como

referencia, los efectos de algunas de las impurezas mencionadas se

consignan en la tabla 7.2. Y la composición frecuente de los

hidrocarburos obtenidos por fraccionamiento debe asimilarse a la

presentada en la tabla 7.2 para uso industrial y comercial (Bahnassi

et. al. 2005).


149

IMPUREZAS PROBLEMAS Y EFECTOS ASOCIADOS

H2S

Gas tóxico

Corrosión en presencia simultánea de CO2

Formación de SO2 por combustión. Gas tóxico y corrosivo

CO2 Solidificación en la licuefacción de gas para almacenamiento

Disminución del poder calorífico de hidrocarburos

H2O

Formación de hidratos de metano que pueden obstruir los gasoductos a temperaturas ordinarias y presiones altas

Formación de soluciones ácidas en presencia de CO2 y H2S

Tabla 7.2. Problemas y efectos de las principales impurezas en los

productos de fraccionamiento de gas natural. Tomado de Quiroz. 2010

PRODUCTO ESPECIFICACIONES DE COMPOSICIÓN

Etano

4,46% m/m máx. C1

88,7% m/m min C2

1,13% m/m min C3+

Propano

2% liq vol máx. C2

96% liq vol min C3

2% liq vol máx. C4+

Butano

2% liq vol máx. C2

96% liq vol min C3

2% liq vol máx. C4+

Pentano Presión de vapor máxima: 12.5psi a 100ºF

Tabla 7.3. Composición de hidrocarburos para aplicaciones comerciales e

industriales. Datos de Bahnassi et. al. 2005


150

En el caso del etano, las impurezas en mayor proporción son el

dióxido de carbono (100% del total existente en concentración

1,98% molar), agua, sulfuro de hidrógeno(aprox. 642ppm molar) y

en menor proporción el sulfuro de carbonilo (154 ppm molar); la

separación del dióxido de carbono es crucial porque un alto

porcentaje de etano se dispone en los equipos de craqueo para la

síntesis de etileno y la acidez, que la impureza considerada le

proporciona, reduce la capacidad hidráulica del equipo y en

consecuencia el rendimiento de conversión. Para el tratamiento se

recurre frecuentemente al uso de alcanoaminas en solución acuosa

pues es un proceso altamente selectivo. Cuando la relación de

H2S/CO2 favorece el dióxido de carbono un absorbente conveniente

es la metildietanolamina en un sistema de dos etapas, ya que se

logra una relación de selectividad de 16:1 para CO2, en comparación

con el alcance de 4:1 si se dispone únicamente de una etapa.

En caso de que se desee recuperar el azufre en forma de sulfuro,

la relación H2S/CO2, después de tratar del dióxido de carbono, debe

ser elevada y con el grado de selectividad determinado, se

establece la cantidad necesaria de aminas. Para reducir los niveles

de agua, es recomendable el uso de alúmina activada puesto que su

capacidad de absorción supera la de los tamices moleculares y

también permite la separación de COS. No obstante, el agua

introducida en la remoción de sulfuro de hidrógeno y dióxido de

carbono, si se puede remover por medio de tamices moleculares.

El propano contiene una mayor proporción de sulfuro de carbonilo

(93% del total existente en todas las corrientes de producto) junto

con metil mercaptano y trazas de sulfuro de hidrógeno. La remoción


151

del último componente también se realiza con alcanoaminas, en

tanto que el procesamiento de sulfuro de carbonilo es más

complicado e implica, además del tratamiento con aminas, el uso de

columnas de extracción líquido-liquido con sistema de tanques

mezcladores-agitadores. Si los niveles del sulfuro son muy elevados

o se desea maximizar la remoción, el tratamiento procede con

diglicolamina o dietanolamina, seguida de una conversión química

del compuesto en dióxido de carbono y azufre; esto también reduce

el nivel de emisiones de las plantas de procesamiento.

Por su parte, el mercaptano se remueve sometiendo la mezcla de

propano ya tratada a un lavado caustico seguido de deshidratación

en tamices moleculares. El proceso está precedido por la

refrigeración de las corrientes de propano provenientes del

tratamiento con aminas, para fundir y separar parte del agua

añadida.

Las cantidades remanentes del mismo compuesto se encuentran

en la corriente del n-butano, acompañadas de etil mercaptano y

disulfuro de carbono; las técnicas de tratamiento de estos residuos

son comúnmente el proceso regenerativo caustico y el refinamiento

de la separación por tamices moleculares.

Finalmente, la corriente de pentanos o gasolina natural está

contaminada por la presencia de sulfuros orgánicos y los

mercaptanos no separados, así que su procesamiento incluye una

vez más el lavado cáustico y un hidrotratamiento, que permite

separar los compuestos de azufre hasta reducir su concentración en


152

la corriente de hidrocarburos pesados por debajo de 10 ppm en

peso (Bahnassi et. al. 2005).

Considerando lo anterior, un sistema de fraccionamiento acoplado

a las unidades de tratamiento necesarias se puede visualizar en la

Figura 7.3.

Figura 7.3 Sistema integrado de fraccionamiento con unidades de

tratamiento de impurezas. Tomado de Bahnassi et. al. 2005

7.1.1 Tratamiento con aminas.

El tratamiento de los productos de gas natural con aminas es un

proceso de absorción química que ocurre en un complejo llamado

planta de endulzamiento y consta de dos etapas: la absorción de

gases ácidos y la regeneración de la solución adsorbente. En la

primera fase, la mezcla de hidrocarburos contaminada fluye a

contracorriente con el disolvente en una columna de platos a una

temperatura (aproximada a 35 °C) y alta presión (85 kgf/cm2). El gas

proviene de las unidades de compresión en tanto que la solución


153

sale de un enfriador de aire que reduce su temperatura hasta 40 °C

(Universidad Autónoma del Carmen Fac. de Química; Lluch, 2008).

En general, el número de platos de la columna de absorción varía

entre 20 y 25 platos y se determina dependiendo del grado de

separación deseado para el sulfuro de hidrógeno, de tal manera que

la concentración en el gas no exceda 3ppm.

Para recuperar la solución absorbedora que haya podido ser

arrastrado por el gas endulzado, este se transporta a un equipo

separador de gas combustible, en cuyo interior existe una malla

separadora que retiene la solución y permite la salida del gas hacia

una válvula reguladora de presión y finalmente, hacia los sitios de

tratamiento petroquímico.

Por otra parte, una vez la solución de amina (o mezclas

convenientes de aminas puras) se carga con los componentes ácidos

sale de la torre absorbedora por el fondo y se mezcla con el

volumen recuperado en la unidad de gas combustible. Acto seguido

es transportado a un tanque de desorción o flash para separar no

solo los hidrocarburos líquidos arrastrados sino también una

primera fracción de los gases ácidos absorbidos y que estén

disueltos por presión. A continuación, la solución pre-regenerada se

calienta por intercambio de calor a baja presión con el solvente que

ya ha sido regenerado en la torre correspondiente y de allí se

transporta a una a un filtro de cartuchos para remover sólidos y

posibles partículas de sulfuros derivadas del contacto con el gas

ácido. Logrado lo anterior, el siguiente paso es la columna

regeneradora en la cual los componentes ácidos son desorbidos a


154

presión subatmosférica, en contacto contracorriente con vapor de

agua generado en un rehervidor. La columna consta de 20 platos,

pero solo en 18 se realiza la regeneración porque los 2 restantes

evitan pérdidas de solución orgánica por arrastre a través de un

lavado de los gases ácidos con agua a contracorriente.

Posteriormente, la solución de amina pasa a un rehervidor para

elevar su temperatura y lograr un mayor agotamiento de los gases

ácidos. Dichos gases se remueven por la zona superior del

rehervidor y se recirculan a la torre regenedora para absorber los

mismo gases ácidos de la solución de amina que fluye a través del

equipo. Cuando la solución se ha empobrecido lo suficiente es

succionada a un tanque de balance por medio de una bomba

reciprocante, y luego es conducida al intercambiador de calor

(donde previamente había sido calentada) para enfriado y

finalmente, en un ciclo cerrado, hacia la torre de absorción. La

generación de espuma en la torre se controla por medio de un

agente antiespumante inyectado con un cartucho emplazado en la

descarga de las bombas.


155

Figura 7.4 Sistema para el tratamiento de productos de gas natural

por absorción química con aminas. Tomado de Repsol YPF

En relación al agua y los gases ácidos absorbidos en la torre

regeneradora, una vez que la mezcla sale por la cima del equipo gas-

liquido se reduce la temperatura de la mezcla hasta 49 °C en un

enfriador de aire, de modo que los vapores de agua sean

condensados. Para controlar el deterioro del equipo, el enfriador

cuenta con un inhibidor químico de corrosión, alimentado desde la

línea de alimentación.

La separación se logra retornando la mezcla nuevamente a la torre

regeneradora y de allí cada componente toma un destino

independiente: los gases ácidos se transportan al quemador y el

agua se lleva al plato superior de la torre para eliminar el calor allí

acumulado y favorecer a la condensación de compuestos pesado. El

proceso integrado se muestra en la Figura 7.4. El sulfuro de


156

hidrógeno absorbido es tratado en un sistema de recuperación de

azufre.

7.2 Optimización de los sistemas de fraccionamiento de gas

natural

Dadas las actuales exigencias en el uso racional y ambientalmente

sustentable de la energía, un reto de la ingeniería en el

procesamiento de gas natural es el de optimizar el funcionamiento

de los sistemas de fraccionamiento para lograr simultáneamente la

mayor eficiencia en la separación de hidrocarburos y una alta

rentabilidad económica a corto y largo plazo (Singh et. al, 2006).

7.2.1 Algoritmo de medida (Thomas & Kroner, 2006)

Uno de los aportes más importantes ha sido el desarrollo de

herramientas computacionales para optimizar la disposición de las

bandejas en la torres de fraccionado. Se destaca el desarrollo de un

algoritmo de medida (tailored algorithm), alternativa basada en el

sistema de simulación OPTISIM® desarrollado por la división de

ingeniería de Linde AG y el cual consiste la solución matemática a la

optimización de una red de columnas de columnas de destilación,

considerándole como un problema no-lineal de mezclado entero con

dos características: un número discreto de conexiones entre platos

y parámetros de diseño continuo. Si bien existen soluciones

precedentes, el algoritmo de medida resulta atractivo porque

considera las inestabilidades en las condiciones de frontera del

modelo de destilación, mejorando así los resultados y la

convergencia numérica en problemas de índole industrial.


157

Por supuesto, el algoritmo requiere del uso de algún método

numérico que depende críticamente de los valores iniciales

asignados a las variables del modelo y el cual debe garantizar la

convergencia de la función objetivo al actualizar los parámetros

asociados a un plato de destilación. Esta situación es bastante

exigente en el caso analizado porque la operación de un tren de

columnas de destilación tiene una dependencia altamente no lineal

con los parámetros de plato, aunque el algoritmo de medida se ha

diseñado para responder eficazmente a dichos requerimientos,

implementando lo que técnicamente se denomina mecanismo de

reserva acompañado de una limitación en la extensión de la

actualización de los parámetros de plato.

Ambas son técnicas utilizadas cuando un paso de aproximación se

torna insoluble o la actualización sobrepasa el límite superior en el

que se acotó el problema, y consisten en restringir el dominio de la

actualización entera de parámetros a un conjunto tal que la

aproximación lineal en el comportamiento de la función objetivo y

las restricciones sobre el plano de corte del problema de mezclado

entero, sea válida. Es importante anotar que las restricciones no

son generalizables para todos los procesos de la industria, sino que

por el contrario se deben diseñar conociendo las condiciones

específicas y aquellas que son inmodificables en el sistema de

producción de interés.

En el caso del procesamiento de gas natural, Thomas y Kroner

desarrollaron una aplicación del algoritmo descrito con el objetivo

de especificar los parámetros de operación óptimos en las torres de

fraccionado, esto es, niveles de presión, flujos de refrigerantes y


158

temperatura en las salidas de los intercambiadores de calor. Para tal

propósito se consideró el complejo correspondiente a la Figura 7.5.,

en el cual la fracción de metano contenida en el gas natural es

separada de los componentes más pesados, etano y líquidos de gas

natural, para uso posterior como combustible y en la producción de

etileno, respectivamente. El objetivo de la optimización es

incrementar el grado de recuperación de los componentes del gas

natural, sin que se requiera un incremento de la potencia

consumida en los circuitos de refrigeración y recompresión del

sistema de fraccionamiento, a través de una adecuada integración

entre el sistema de frio de la torre demetanizadora con los equipos

de intercambio de calor.

Con un total de 16 parámetros reales de optimización y 5

parámetros enteros (representados por los flujos y el número de

platos del rehervidor lateral en la torre demetanizadora), el equipo

de investigadores de la división de ingeniería de Linde estableció la

relación de éstos últimos con las restricciones necesarias en la

aplicación de la solución numérica por el mecanismo de reserva,

utilizando la información derivada del modelamiento del proceso en

estado estable con todas las etapas auxiliares de tratamiento; el

conjunto óptimo se encontró luego de 16 aproximaciones y

permitió la configuración del sistema de platos con un incremento

en el rendimiento de separación de 2,5% respecto a la configuración

inicial.

La aplicación de este algoritmo ha tenido un amplio impacto en el

diseño de plantas de procesamiento de gas natural gracias a la


159

reducción de costos de operación y a la reducción en el tiempo de

diseño y evaluación.

Figura 7.5. Esquema de planta de procesamiento de líquidos de gas natural

adaptado al proceso de optimización. Tomado de Thomas & Kroner, 2006.

7.2.2 Optimización termodinámica

Por otra parte, se han desarrollado múltiples alternativas en la

configuración e interconexión de las torres de fraccionado a partir

de un análisis de la eficiencia termodinámica en el proceso

tradicional. Entre las modificaciones de mayor impacto cabe

destacar (Manley, 1996):

Reciclo en las torres depropanizadora y deetanizadora:


160

Esta estrategia reduce el mezclado del propano en el fondo de la

torre deetanizadora con los hidrocarburos más pesados a

temperaturas de hasta 88 °C y consiste en alimentar a ésta torre

una corriente de vapor proveniente de la cima de la columna

depropanizadora, provocando un recalentamiento controlado de la

unidad de fraccionamiento para obtener una corriente de fondos

con un mayor porcentaje de propano. La operación implica la

disminución de la presión de operación de ambas torres para

prevenir la compresión del vapor recirculado y por lo tanto un

descenso correspondiente en la temperatura respecto a la

funcionamiento independiente de cada torre; además permite un

ahorro en el consumo energético para la torre depropanizadora

gracias a un incremento en la eficiencia termodinámica por la

separación de propano.

Stripper lateral a la torre deetanizadora

El propósito de esta modificación es reducir el mezclado entre

propano y butano e isobutano en la columna deetanizadora a

temperaturas entre 10 °C y 25 °C, recirculando la corriente

superior de la columna depropanizadora a un stripper que

comunica con la torre deetanizadora y separa los componentes

mencionados hasta satisfacer una especificación de pureza para el

propano. El propano separado se mezcla con parte del etano en la

zona superior de la columna y en esta condición retorna al stripper

para efectuar la separación correspondiente. En la primera etapa, la

recirculación de una fracción de la corriente de cima del

depropanizador provoca un calentamiento del recipiente

incorporado (Stripper), reduciendo el tamaño del condensador de la


161

columna de fraccionamiento de propano y evitando además la

instalación de un equipo adicional de rehervido.

Strippers lateral a la torre depropanizadora

Es una alternativa similar a la implementada en la torre

precedente del tren de fraccionamiento, ya que el butano se

remezcla con pentanos e hidrocarburos de mayor peso molecular

desde aproximadamente 110ºC. La recirculación de la mezcla de

butano y gasolina a la columna depropanizadora a través de un

stripper, produce una corriente de fondo compuesta esencialmente

por isobutano y butano, en una proporción favorecida respecto al

primer componente en la corriente de fondo del depropanizador.

En este caso la eficiencia termodinámica del proceso se incrementa

ya que es posible reducir el tamaño de las columnas debutanizadora

y deisobutanizadora, aunque una evacuación de los hidrocarburos

más pesados en el stripper requiere del incremento en el número

de etapas del depropanizador.

Distribuidor de n-butano

El uso de este equipo se basa una vez más en un efecto de

remezclado de dos o más componentes, particularmente butano e

isobutano entre 65 °C y 96 °C. Se trata de una columna de

separación de isobutano e hidrocarburos más pesados incorporada

a la torre depropanizadora y que interconecta las columnas de

fraccionamiento de butano e isobutano a través de las corrientes

de cima y fondo. Esta alternativa favorece el rendimiento

termodinámico porque parte del vapor rehervido para operar la


162

deisobutanizadora es proporcionado directamente por la

debutanizadora, reduciendo simultáneamente costos y mejorando

el nivel de integración energética del proceso de fraccionamiento.

Una propuesta adicional para mejorar la productividad del sistema

de producción de gas natural es la integración del procesamiento de

NGLs y la licuefacción del gas natural. Estas tecnologías se han

trabajado de forma separada debido a la localización de los

mercados donde se comercializan los productos finales de cada una,

pero es factible sincronizarlos en un solo proceso dado que la

licuefacción permite la condensación de los gases con mayor peso

molecular el metano y esto podría constituir el primer eslabón en la

línea de fraccionamiento de los líquidos de gas natural. En un

estudio tecno-económico presentado en la quinta conferencia sobre

el uso de gas natural en el encuentro nacional de la AIChE (AiChe

2005 Spring National Meeting, 5th topical conference on Natural Gas

utilization (TI) Session 16c- Gas), se propuso el uso de la corriente

de cima de la deetanizadora como reflujo en las columnas

posteriores y sin alterar las presiones de operación, es posible

incrementar el factor de separación de hidrocarburos y aprovechar

la refrigeración mecánica con beneficios ahorrativos. La propuesta

revela que la integración es altamente competitiva ya que

incrementa la utilidad neta de la producción debido a una reducción

en los costos de operación y mantenimiento de los equipos, así

como por un aumento de aproximadamente 7% en la eficiencia de

separación de NGL y producción de GNL, con respecto a la

producción total en los dos sistemas no integrados (Qualls et. Al,

2005).


163

7.3 Aplicaciones de los NGL

Como se destacó anteriormente, la justificación de los procesos de

fraccionamiento radica en la posibilidad de obtener hidrocarburos

con potenciales utilidades a nivel comercial e industrial. Para

comprender lo anterior, a continuación se describen a grandes

rasgos las aplicaciones principales de los líquidos de gas natural

separados por la técnica presentada en este artículo, una vez han

alcanzado los estándares de calidad exigidos.

7.3.1 Etano

Este hidrocarburo constituye un excelente combustible de

vehículos automotores, capaz de incrementar el octanaje de la

gasolina al ser mezclado con ésta última y lo que ha permitido el

desarrollo de nuevos motores para mezclas de alcohol/gasolina en

sistemas carburados y de inyección electrónica. Por otra parte, es

un reactivo muy valioso a nivel científico ya que se puede utilizar en

síntesis orgánica, análisis cromatográfico y refrigeración criogénica;

en la industria de procesos químicos se utiliza para el craqueo de

vapor en la producción de etileno, ante su elevada selectividad

frente a los hidrocarburos pesados. Proyectos de investigación

recientes apuntan a la producción de cloruro de vinilo y de ácido

acético por oxidación de este hidrocarburo; la motivación principal

estriba en los reducidos costos que implicaría su explotación masiva

en relación con las tecnologías actuales, aunque es necesario

incrementar el conocimiento sobre la eficiencia de las reacciones y

condiciones óptimas de operación (Aga, 2005).


164

Producción de etileno

El craqueo térmico de hidrocarburos es la ruta principal a nivel

industrial para la producción de etileno, el cual ocurre por un

mecanismo de radicales libres, que involucra las siguientes etapas

(Kirk-Othmer):

Iniciación:

Dos radicales son por cada molécula de parafina. Solo una

pequeña fracción de reactantes se requiere en esta etapa.

Propagación:

En esta etapa ocurren varias reacciones incluyendo abstracción

de hidrógeno, adición, descomposición de radicales e

isomerización de radicales. En la primera de estas, un radical de

hidrógeno reacciona con una molécula (primariamente una

parafina) y produce una molécula de hidrógeno y un radical. Así

mismo, radicales metilo reaccionan para producir un radical y

metano. Reacciones similares con otros radicales pueden

ocurrir. Adicionalmente, algunos radicales como H., CH3., entre

otros, se añaden a olefinas para formar radicales más fuertes.

En la descomposición de radicales un radical grande forma una

olefina y pequeños radicales. Generalmente, dicha

descomposición ocurre en la posición β del centro del radical

donde es el enlace C-C es más débil. La isomerización de


165

radicales ocurre para radicales grandes y explica la distribución

del producto.

Conversión:

La conversión es medida para un componente C alimentado, y

se define como:

Donde las cantidades se miden en unidades de masa.

El craqueo térmico de hidrocarburos se lleva a cabo en reactores

tubulares, conocidos comúnmente como hornos de craqueo. Las

reacciones de craqueo son endotérmicas, 1.6-2.8MJ/kg de

hidrocarburo convertido. En el proceso se forman otros productos,

influenciados por el tiempo de residencia, la presión parcial de los

hidrocarburos, la relación vapor-combustible y la presión de salida

de la bobina.

7.3.2 Propano

Este gas también se utiliza ampliamente como combustible en

instalaciones comerciales, domésticas e industriales, donde se

incluye el aprovisionamiento de hornos, secadores, calderas,

motores de combustión interna y turbinas de gas.

Para fines domésticos, las aplicaciones están enfocadas al

calentamiento de agua, cocción y calefacción artificial. En ésta


166

última se recurre al uso de calderas de condensación y calderas a

gas, dado su elevado rendimiento y las facilidades de

mantenimiento. De igual forma, el calentamiento de agua es

bastante funcional con propano dada la posibilidad actual de

acoplarse a sistemas térmicos solares que se distinguen por su

aprovechamiento ecológico y diseño ahorrativo.

El propano tiene aplicación en refrigeración y propulsión de

aerosoles y en ingeniería química se emplea como solvente

removedor de asfalto así como materia prima de múltiples procesos

entre los cuales se encuentra la síntesis de propileno, reformado de

vapor, nitruración, clorinación, producción de tetracloruro de

carbono, percloroetileno y acronitrilo (Aga, 2005; Vitogas).

Producción de propileno

El propileno es usado ampliamente en alquilación y en plásticos

como polipropileno. Industrialmente, el proceso más conocido es el

craqueo con vapor, en el cual una mezcla de hidrocarburos y vapor

es precalentada a 870K en una sección convectiva de un horno para

pirolisis. Luego, se lleva hasta 1170K en la sección de radiación. El

vapor reduce la presión parcial de los hidrocarburos en el reactor. El

número total de reacciones depende del número de constituyentes

presentes en el hidrocarburo alimentado, pudiendo ocurrir 2000

reacciones simultáneamente (Kirk-Othmer).


167

7.3.3 Butano

Es un combustible de uso doméstico e industrial, tanto en estado

puro como mezclado con propanol y aire, aunque a diferencia del

propano su uso se limita al calentamiento de agua y a la cocina. Se

emplea en la producción industrial de ácido acético, maleico,

aldehídos y ésteres por oxidación (Aga, 2005).

Su consumo es limitado por las restricciones de almacenamiento y

transporte asociadas a su inestabilidad y elevada temperatura de

licuefacción, alcanzando un punto crítico en los gasoductos ya que

se podría presentar condensación y con ello, obstrucción del

transporte y deterioro de las tuberías (Gas butano, 2010).

7.3.4 Isobutano

Este hidrocarburo es empleado como solvente e insumo de la

industria petroquímica para la síntesis de compuestos de mayor

peso molecular como el isooctano y dado el interés actual de

sustituir los refrigerantes halocarbonados, también se utiliza como

fluido impulsor de aerosoles, al igual que en refrigeración doméstica

y de pequeños sistemas industriales, teniendo en cuenta que no es

un compuesto corrosivo, es altamente estable, es soluble con

cualquier clase de aceite lubricante mineral y a presiones ordinarias

ebulle por debajo de la temperatura ambiente. Sin embargo y a

pesar de la favorabilidad ecológica, dichas aplicaciones aún son

limitadas porque su capacidad volumétrica es menor a la de los

refrigerantes R12 y R134a y porque no se han implementado


168

técnicas de odorización para detectar con facilidad posibles fugas

(Alcaraz, 1996; Gas-Servei).

Otras aplicaciones del isobutano incluyen su uso en los análisis

por fluorescencia de rayos X como gas de captura en la unidad de

detección, para la calibración de analizadores de impurezas, de

control medioambiental y de control de atmósferas de trabajo y

proceso en la industria petroquímica. De igual forma, se utiliza

como gas ionizante en espectrometría de masa por ionización

química, en combinación con el argón se utiliza en contadores

Geiger y finalmente, al mezclarse con otros hidrocarburos, es una

referencia de mezclas calorimétricas que se disponen en la

medición de poderes caloríficos de carbón e hidrocarburos (AIR

LIQUIDE, 2009).

7.3.5 Pentano

El pentano es un líquido inflamable a condiciones normales que se

emplea como aditivo de combustibles, agente espumante primario

para la producción de espumas de poliestireno y en la construcción

de termómetros para mediciones de bajas temperaturas

(Universidad Blas Pascal, 2001). A nivel de laboratorio, el pentano y

sus isómeros estructurales se emplean en los análisis de

cromatografía en fase líquida y como disolventes de otros

compuestos orgánicos.


169

REFERENCIAS

Abdel Aal, K. H. et. al, Petroleum and gas field processing. Marcel Denker Inc. New York, 2003.

Aga, Hoja de Seguridad del material. (2005). Disponible en la web en:http://hiq.aga.com.co/International/Web/LG/CO/likelgspgco.nsf/repositorybyalias/pdf_msds_e/$file/Ethane.pdf

AIR LIQUIDE, Enciclopedia de Gases. Isobutano. Disponible en la web en: http://encyclopedia.airliquide.com/encyclopedia.asp?CountryID=19&GasID=38&LanguageID=9.

Alcaraz, Enrique Torella. LA PRODUCCIÓN DE FRÍO. Universidad Politécnica de Valencia. Editorial de la UPV. 1996.

Bahnassi, Essam et. al. Achieving product Specifications for ethane through to pentane Plus from NGL fractionation Plants. AIChE fall Conference, 2005.

Gas butano. GAS BUTANO TODA LA INFORMACIÓN. (2010). Disponible en la web en: http://www.gasbutano.org/Gas-servei. Ficha técnica del isobutano (R-600). Disponible en la web en: http://www.gasservei.com/docs/Ficha%20tecnica%20del%20isobutano.pdf.

Hubbard, Robert A. The role of gas processing in the natural-gas value chain. University of Oklahoma. Distinguished author series. Society of Petroleum Engineers. 2009.

Kirk-Othmer. Enciclopedia of Chemical Techonology. Volume 9.

Fouth Edition. Elastomers, synthetic to Expert Systems.

Kirk-Othmer. Enciclopedia of Chemical Techonology. Volume 20. Fouth Edition. Power Generation to Recycling.

http://encyclopedia.airliquide.com/encyclopedia.asp?CountryID=19&GasID=38&LanguageID=9

http://encyclopedia.airliquide.com/encyclopedia.asp?CountryID=19&GasID=38&LanguageID=9


170

Lluch, José Urpi. Tecnología y margen de refine del petróleo. TECNOLOGÍA Y MARGEN DE REFINO DEL PETRÓLEO. Ediciones Días de Santos. 2008.

Manley, D.B., THERMODYNAMICALLY EFFICIENT DISTILLATION: NGL FRACTIONATION. Departament of Chemical Engineering, University of Missouri. Rolla.

Qualls, Wesley R et. al. Benefits of Integrating NGL Extraction and LNG Liquefation Technology. ConocoPhillips Company. Proceedings of the AIChE 2005 Spring National Meeting, 5th Tropical conference on Natural Gas Utilization. 2005.

Quiroz, Carlos. Diplomado La industria del gas Natural. Universidad Metropolitana. Oficina de Coordinación regional. 2010.

Repsol, YPF. Introducción al tratamiento de Gas. Disponible en la web en: www.minas.upm.es/gaviota/Apuntes/.../introduc_tratam_gas1.ppt

Singh, D. and Singh, S.. Improve natural gas liquids recovery. Hydrocarbon Processing, Vol. 85 Issue 1, p53-55, 3p; (AN 19644369). 2006.

Thomas, Ingo and Kroner, Andreas. Mixed-Integer Optimization of distillation Columns tray position in industrial practice. Linde Engineering Division. 16th European Symposium on Computer aided process engineering and 9th International Symposium on process system engineering. 2006.

Universidad Blas Pascal, Pentano. (2001). Disponible en la web en: http://www.ubp.edu.ar/todoambiente/empresasyambientes/tratamiento_de_residuos/liquidos/pentano.htm

Universidad Autónoma del Carmen Fac. de Química. Gas natural: endulzamiento. Seminario de Ingeniería.


171

Younger, A.H., Natural gas processing principles and technology. Part I and Part II. University of Calgary. 2004.


172

CAPITULO 8

LICUEFACCIÓN

Una vez en gas natural ha sido tratado, se procede a su

licuefacción para poder trasportarlo por vía marítima,

aprovechando el hecho de que al licuarse, el gas ocupa un volumen

aproximadamente seiscientas veces menor. El proceso de

licuefacción supone cuantiosas inversiones y consume una gran

cantidad de energía, por lo que, en general, sólo se elige este

método cuando la distancia al punto de consumo es excesivamente

grande para su transporte “económico” por un gasoducto terrestre,

o bien cuando las características del terreno, el gasoducto y factores

externos impiden un adecuado suministro del recurso.

En la actualidad, en el mercado hay diversos tipos de procesos

para la producción de LNG, pero todos ellos están basados en un

concepto común, el enfriamiento del gas natural hasta una

temperatura de aproximadamente -160°C, a la cual el gas natural es

liquido a presión atmosférica. El método utilizado para conseguir el

enfriamiento del gas difiere según los distintos procesos (mediante

refrigerante mixto, refrigerante mixto con pre-enfriamiento con

propano y proceso en cascada, fundamentalmente).

Las principales ventajas derivadas de obtener el LNG a presión

ligeramente superior a la atmosférica, y no a alta presión, son un

menor coste de fabricación en tanques de almacenamiento, debido

al menor grosor de las planchas metálicas y un transporte marítimo


173

más barato y tener mayor potencial energético por unidad de

volumen almacenado o transportado (densidad más elevada: 450

kg/m3).

El gas natural, antes de ser licuado tiene que someterse a una

serie de procesos para eliminar los hidrocarburos pesados y los

contaminantes que no se hayan eliminado en la planta de

tratamiento a pie de yacimiento.

El gas de alimentación a la planta se suele suministrar a

temperatura ambiente, que suele ser la del gasoducto de entrada a

la planta, y a una presión que depende de las condiciones de trabajo

de la red de gas. El ciclo de licuefacción opera a una presión de unos

cincuenta- cincuenta y cinco bares, por lo que si la presión de la red

es inferior a la requerida ene l proceso, la corriente del gas de

eliminación se comprime hasta unos setenta bares para disponer de

presión suficiente para permitir la circulación del gas a través de

todas las unidades de tratamiento.

El tratamiento del gas en la planta de licuefacción consta de las

siguientes etapas: en primer lugar una unidad de eliminación de

gases ácidos, tal y como se describió en el capítulo 5, Endulzamiento

del gas natural.

Al llegar a la planta, en general, el gas pasa a la unidad de

eliminación de gases ácidos, que normalmente consiste en una

torre de relleno donde el gas se mezcla en contracorriente con una

solución de aminas para eliminar el posible contenido residual de

CO2 y azufre, obteniéndose gas “dulce”. La solución de aminas se


174

recircula a otra columna que se llama torre regeneradora, donde,

mediante aplicación de calor, se extrae el gas ácido por su parte

superior y la solución se regenera, se hace ligera y se recicla

nuevamente a la torre absorbedora. Este ciclo se repite de forma

continua. El gas “dulce” se envía ahora a la unidad de

deshidratación y eliminación de mercurio.

Tal vez el proceso más esencial dentro del tratamiento del gas

natural se encuentra en la licuefacción del mismo. Dadas las

condiciones críticas que se manejan en el proceso, tanto en presión

como en temperatura, hay múltiples aspectos que deben ser

analizados con el objetivo de hacer el proceso eficiente y, a la vez,

viable en el ámbito económico y ambiental. Estos retos se suman a

la creciente necesidad de modificar el modelo de planta fija de gran

magnitud, sino que se busca un diseño que se ajuste a un menor

terreno disponible y a ubicaciones particulares de las fuentes del

gas.

8.1 Pre-tratamiento

Todos los procesos que se utilizan para la licuefacción del gas

naturas requieren, como es de esperarse, un sistema para la

purificación previa de la materia prima, que consiste en la remoción

de contaminantes tales como nitrógeno, dióxido de carbono (CO2),

mercurio y agua (Singh et al., 2007). Estos procesos incluyen

unidades de remoción de nitrógeno y de deshidratación. Esta

limpieza de la materia prima garantiza no solo mayor eficiencia sino

un menor daño en los equipos y, consecuentemente, menores


175

costos por mantenimiento. Las especificaciones de una planta de

producción de GNL se dan en la tabla 8.1:

COMPONENTE % MOLAR

C1 87.31

C2 4.90

C3 2.03

i-C4 0.36

n-C4 0.51

CO2 1.10

N2 3.79

T(K) 323.15

P (MPa) 9.0

Tabla 8.1 Especificaciones del gas alimentado a una planta de producción

de GNL diseñada para producir aproximadamente 24 toneladas métricas

por año (tmpa por sus siglas en inglés). Fuente: Najibi et. al. 2008.

La Figura 8.1, muestra una planta de GNL que consiste de dos

trenes con producción de 208 toneladas de sulfuro por día y 29.7

toneladas de agua por día.


176

Figura 8.1 Diagrama de flujo de una plata de GNL con dos trenes. Adaptado

de Javanmardi, J. et. al. 2006.

Unidad de remoción de gas ácido

Se emplean unidades para endulzar el gas natural, y remover CO2

y H2S, los cuales se conocen como gases ácidos, porque en

presencia de agua forman ácidos. El diagrama esquemático típico se

observa en la Figura 8.2. Al absorbedor entra gas natural con los

contaminantes, conocido como gas agrio; se emplea dietanol amina

(DEA) como líquido absorbente, el cual luego es despojado de

dichos gases en el regenerador, para que de esta forma pueda

utilizarse nuevamente mediante recirculación a la torre de

endulzamiento (Javanmardi. J., et. al., 2006).


177

Figura 8.2 Diagrama esquemático de remoción de gas natural. Adaptado

de Javanmardi, J. et. al. 2006.

Unidad de deshidratación.

El gas endulzado de la unidad de remoción de ácido es

saturado con agua. Para prevenir la formación de hidratos

durante licuefacción, el gas se debe secar empleando una

unidad de adsorción con tamiz molecular. La unidad de

deshidratación requiere dos o tres torres para absorber el agua,

ya que mientras una absorbe agua, la segunda realiza el proceso

de regeneración y la tercera es enfriada. La Figura 8.3, muestra


178

el diagrama esquemático para la conversión en la unidad de

deshidratación.

Figura 8.3 Diagrama esquemático de la unidad de deshidratación.


8.2 Descripción y consideraciones del proceso

Para cumplir con los retos de adaptabilidad se debe hacer un

sacrificio en cuanto a la cantidad producida y, por supuesto, la

eficiencia en la utilización de la energía en beneficio de los costos.

Es decir, las plantas de licuefacción de gran escala requieren una

inversión de gran magnitud que los productores justifican en la

reducción del costo de producción por unidad de volumen de gas;

sin embargo, en ciertas regiones no resulta aceptable proporcionar

dichas cantidades de dinero, particularmente si la cantidad de gas

que existe en la fuente no es demasiado grande, reordenando las


179

prioridades y colocando los costos capitales por encima del uso

energético eficiente (Singh et al., 2007).

Un diagrama esquemático de las unidades de licuefacción se

muestra en la Figura 8.4.

Figura 8.4 Diagrama esquemático de las unidades de licuefacción de una

planta diseñada para producir aproximadamente 24 mtpa. Adaptado de

Naijibi, 2008.

En el sentido de mejorar ese factor energético en las plantas

grandes y pequeñas, siendo la principal fuente de consumo la

necesidad de alcanzar temperaturas alrededor de los -160 °C (Singh

et al., 2007), se utilizan ciclos de auto-enfriamiento/condensación,

que requieren tasas de circulación de refrigerante altas en

comparación a las del alimento (gas natural), puesto que son estos

precisamente los que dominan los perfiles de temperatura para el

intercambio de calor (Remeljej & Hoadley, 2004). Por el alto

consumo de potencia que dicho enfriamiento implica se deben


180

buscar alternativas que permitan ser competitivos en el mercado y

que incluyan el buen desempeño y la reducción de los costos en sus

características, que finalmente convergen dado que una menor

eficiencia requiere mayor generación de energía y un mayor

número de equipos con dicho propósito (Barclay et al., 2004).

Por lo anterior, la selección del ciclo termodinámico que realiza el

enfriamiento es un paso fundamental dentro del diseño del proceso

al representar, junto con la obtención de las materias primas, el

75% de los costos de producción. La mirada de los diseñadores

debe, entonces, centrarse en diseños simples, que implican

menores inversiones iniciales, y eficientes, que reducen los costos

de operación. Adicionalmente, ante posibles cambios en la

composición del alimento, la planta debe tener versatilidad para

ajustarse a dichas modificaciones (Barclay et al., 2004).

Cuatro ciclos ampliamente utilizados como método de

enfriamiento en el proceso de licuefacción del gas se describen a

continuación junto con ciertas consideraciones en pro de aumentar

la eficiencia (Barclay et al., 2004):

Ciclo de Linde o de expansión Joule-Thomson

Este ciclo requiere básicamente de un compresor, un enfriador, un

intercambiador de calor de recuperación criogénica y una válvula de

expansión. Inicialmente, el refrigerante se comprime a altas

presiones y pasa por el enfriador con el objetivo de transferir al

ambiente el calor ganado en dicho proceso y parte del calor sensible

que tenía inicialmente. En el intercambiador de calor, se transfiere


181

más calor sensible del fluido comprimido a otra porción del

refrigerante, más fría y de menor presión, para posteriormente ser

expandido de forma isentálpica en una válvula JT (Joule-Thomson),

lo cual incrementa no solo la calidad del gas sino también su

volumen específico, proceso que va acompañado de una caída en la

temperatura, lo cual se aprovecha para enfriar el gas natural a las

temperaturas requeridas. El refrigerante, ahora más caliente y de

menor presión, que queda después de ese proceso, se comprime y

se le transfiere calor en el intercambiador, como se mencionó antes,

completando de esta manera el ciclo de refrigeración. La Figura 8.5

presenta un esquema del ciclo de Linde.

En busca de esa eficiencia discutida previamente, hay dos

variaciones importantes que se pueden aplicar al ciclo. La primera

consiste en combinar el ciclo con otro adicional, aprovechando al

máximo las bondades de cada uno y, como segunda instancia, es

posible utilizar un ciclo de presión-dual añadiendo otro compresor,

lo cual disminuiría el trabajo de compresión y mejoraría la forma

como se ejecuta de la licuefacción.


182

Figura 8.5 Proceso de licuefacción de Linde.

Fuente: Smith J.M., et. al. 1996.

Ciclo de refrigeración en cascada

Aunque ofrece una mejor eficiencia que el ciclo de Linde, también

es de mayor complejidad. Consiste en 3 o 4 etapas de enfriamiento

en serie para alcanzar las bajas temperaturas necesarias para licuar

el gas natural. Cada etapa opera a una menor temperatura que la

anterior usando un refrigerante adecuado para ello, normalmente

propano para la primera etapa. A bajas temperaturas, las presiones

correspondientes son inferiores a la presión atmosférica, por lo que

en las zonas de producción de frío existe una fuerte tendencia a la

entrada de aire húmedo a los evaporadores, lo que implica un

porcentaje de humedad que puede solidificar dando lugar a

trastornos en el funcionamiento.


183

La Figura 8.6, muestra un ciclo de refrigeración en cascada de dos

etapas de compresión, en el cual los vapores resultantes se

comprimen hasta una cierta presión mediante un compresor de (BP)

y posteriormente se condensan en un intercambiador intermedio,

mediante la cesión de calor al evaporador de un segundo circuito de

compresión simple, por el que circula un fluido frigorífico distinto; la

condensación del fluido frigorífico de baja temperatura tiene por

objeto la vaporización del de alta, tal que pueden ser condensados

con ayuda de un agente exterior; las válvulas V1 y V2 completan

ambos ciclos. En el diagrama P-i se observa que las temperaturas de

condensación de la etapa de baja temperatura y de evaporación de

la etapa de alta temperatura no son iguales, existiendo un salto

térmico ΔT para que tenga lugar el intercambio térmico entre los

fluidos.

Figura 8.6 Método de cascada con dos etapas de compresión.

Fuente: Smith J.M., et. al. 1996.

Entre las principales características de este ciclo está una cantidad

importante de equipos que, como resultado, requieren sistemas de

control y seguridad de gran complejidad (Du, H.P. & Huang, Y.D.,

2010). Esto, por supuesto, implica una inversión de gran magnitud


184

que se debe contrapesar con la eficiencia del ciclo en el momento

de tomar decisiones sobre la selección.

Ciclo Inverso de Brayton

En este proceso el refrigerante, que comúnmente es nitrógeno

(N2), pasa por dos procesos consecutivos de compresión y

enfriamiento, siendo la única diferencia entre ambos casos que, en

el primero, el refrigerante pasa por un enfriador mientras, en el

segundo, pasa por un intercambiador de calor recuperativo con el

objetivo de alcanzar las temperaturas criogénicas. Una posterior

expansión isentrópica (con su respectiva caída de temperatura) se

lleva a cabo y, de esta manera, cuando el fluido pasa por un

turbocompresor, se genera trabajo de eje, usado como fuente de

energía en ciertas partes de la planta. El refrigerante ahora se

calienta en otro intercambiador recuperativo de forma que,

simultáneamente, se enfría el N2 comprimido entrante y se

remueve del gas natural calor sensible y latente obteniendo, de esta

manera, el GNL.

Como es evidente, en este ciclo se aplica la modificación de

compresión dual mencionada anteriormente. La Figura 8.7, muestra

un esquema del ciclo inverso de Brayton.


185

Figura 8.7 Método del ciclo inverso de Brayton.

Fuente: Hou, Y., et. al. 2006.

Ciclo con mezcla de refrigerantes

En este caso, el refrigerante consiste en una mezcla de nitrógeno

(N2), metano (CH4), etano (C2H6) o etileno (C2H4), propano (C3H8) y,

posiblemente, otros componentes. Debido al carácter apolar de las

distintas especies y a la diferencia en sus temperaturas de

condensación, el refrigerante sufre una condensación de manera

continua durante el proceso.


186

La primera parte del ciclo consiste en la compresión del

refrigerante y su posterior paso por un enfriador y un

intercambiador de calor, en donde se transfiere energía térmica con

el gas de proceso. El refrigerante condensado se separa de su fase

gaseosa en un separador de fases, posterior a una expansión

isentálpica que permite dicha operación. El líquido, que se

encuentra levemente subenfriado, sufre los efectos de disminución

de temperatura debido a la expansión, acción que, llevada a cabo

en varias etapas, genera el enfriamiento del gas natural a lo largo

del proceso, obteniendo así una alta eficiencia. La Figura 8.8,

presenta el esquema del ciclo descrito anteriormente.

Los retos principales para optimizar el ciclo se encuentran en el

campo del control de procesos, pues, dada la complejidad del

sistema, es de fundamental importancia una regulación precisa del

flujo, la presión y la composición del refrigerante.

Debido a la multiplicidad de condiciones que se pueden presentar,

es necesario modelar el proceso para, de esa forma, tener un

criterio que permita decidir que ciclo termodinámico conviene.


187

Figura 8.8 Método del ciclo con mezcla de refrigerantes.

Fuente: Hou, Y., et. al. 2006.

La generación de una relación confiable entre las distintas

variables claves del proceso requiere una gran cantidad de

parámetros, además de la consideración del equilibrio, por los

cambios de fase que se dan durante el ciclo, y la predicción del

estado en el que se encuentran las especies participantes, que se


188

hace por el criterio de igualdad de fugacidades (Mokarizadeh, M. &

Mowla, D., 2010).

El procedimiento de modelamiento del ciclo inicia por la

simulación del mismo mediante la ecuación cúbica de Peng-

Robinson (Li, Q.Y. & Ju, Y.L., 2010) o de Soave-Redlich-Kwong (Singh

et al., 2007), lo cual es fundamental en la determinación de las

propiedades físicas tanto del gas como del refrigerante. Este análisis

por simulación requiere, además, el análisis de cada equipo con el

respectivo estudio de ciertos parámetros, como se describe a

continuación Kwong (Singh et al., 2007):

Compresor: Debe describirse la relación existente entre el flujo

másico de gas y la cabeza de presión a través del compresor.

Además, se utilizan las leyes de afinidad para modelar la rapidez

en la variación en el desempeño durante el tiempo de

operación teniendo en cuenta que el comportamiento del

compresor es de tipo politrópico.

Intercambiadores de calor: para este equipo se realizan los

balances de masa y energía pertinentes, del mismo modo que

se hacen ciertas consideraciones tales como presumir que la

composición de los vapores o el coeficiente de transferencia de

calor son constante y que la caída de presión es despreciable,

entre otras.

Separadores: Se asume que las fases (líquida y vapor) se

encuentran en estado de equilibrio y que, por lo tanto, hay un

contacto perfecto entre ellas. Adicionalmente se realiza el


189

balance de masa de cada componente y, asumiendo que el

sistema es adiabático, el balance de energía asegurará que la

energía interna se conserva.

Válvulas: se considera un proceso isentálpico.

La unión de todos los modelos descritos permite la obtención de

un modelo dinámico global para la planta. Sin embargo, para su

solución, se requiere especificar ciertas variables de proceso como

las áreas de transferencia de calor, temperatura de entrada,

presión, flujo másico, apertura de la válvula y la eficiencia

politrópica (Singh et al., 2007). Los valores de estos grados de

libertad deben asignarse de manera cuidadosa, acercándose, en

cuanto sea posible, a los valores reales, pues de no ser así, el

modelo proporcionará valores sin significado termodinámico o, por

lo menos, poco confiables.

Adicionalmente, conviene hacer un análisis de exergía, que es la

máxima cantidad de energía útil que puede ser extraída de un

proceso cuando el sistema se encuentra en equilibrio con sus

alrededores en un proceso hipotéticamente reversible (Li, Q.Y. & Ju,

Y.L., 2010). Sin embargo, es de esperarse que los equipos que

participan en el proceso realicen operaciones con poco o alto grado

de irreversibilidad, perdiendo energía útil y, como resultado, las

plantas de licuefacción requieren, en promedio, 2,5 más energía

que la determinada por el análisis de exergía (Mokarizadeh, M. &

Mowla, D., 2010).


190

La comparación de los distintos ciclos bajo los anteriores

parámetros muestra fortalezas y debilidades de cada uno de ellos.

Por ejemplo, en el caso del ciclo por expansión se tiene su consumo

de energía es superior que el que se presenta en el de refrigerantes

mezclados debido a menores diferencias de temperatura en los

intercambiadores y, como consecuencia, una menor pérdida de

energía debido a irreversibilidades.(Du, H.P. & Huang, Y.D., 2010).

Adicionalmente, es posible visualizar posibles mejoras energéticas

a los ciclos, por ejemplo, mediante la reducción de las pérdidas

asociadas al compresor y los enfriadores, que son los que más

irreversibilidades presentan (Li, Q.Y. & Ju, Y.L., 2010).

Las anteriores consideraciones deben acoplarse al tipo de sistema

que está diseñando. Por ejemplo, en los últimos años se ha

incrementado el interés por explotar fuentes de gas natural que se

encuentran en territorio marítimo. Los retos en el diseño de estos

sistemas incluyen el efecto del movimiento del mar en el

rendimiento de los equipos, las limitaciones espaciales y la creciente

preocupación por la seguridad (teniendo en cuenta que la presión

de las fuentes es de 13 MPa y que la temperatura es de 50°C). Esto

debe conducir a diseños simples, compactos y seguros (Li, Q.Y. &

Ju, Y.L., 2010) como la planta desarrollada por SINREF (las siglas de

The foundation for scientific and Industrial Research at the

Norwegia Institute of Technology), quien, efectivamente, ajustó las

características del diseño a aquellas propias para dichos sitios en

donde se dispone de poco espacio y poco dinero para invertir, es

decir, bajo costo y construcción sencilla (Singh et al., 2007).


191

Adicionalmente, algunas de las fuentes de gas con un corto

tiempo de vida, no se pueden explotar adoptando plataformas fijas

o transportar mediante la construcción de tuberías de transporte.

Por ello se desarrolló una técnica para fuentes de gas en ultramar es

la LNG-FPSO (por sus siglas en inglés de Liquefied Natural gas –

Floating plant storage offshore), que ha recibido gran atención por

ventajas como baja inversión, corto periodo de construcción y su

facilidad de movimiento y reutilización (Li, Q.Y. & Ju, Y.L., 2010).

Finalmente, y no porque carezca de importancia, debe

considerarse el efecto ambiental de estos procesos. El gas natural

contiene más de 9% de dióxido de carbono al igual que ciertas

trazas de sulfuro de hidrógeno, componentes que son removidos

casi en su totalidad durante el tratamiento. Esos gases de desecho

solían liberarse a la atmósfera, pero ante la preocupación por los

riesgos ambientales y la consecuente legislación establecida en el

marco del Protocolo de Kyoto, dicha salida es inviable (World

pumps, 2006).

Para dicho dilema, Statoil propone una en enfriar y condensar

dichos gases de invernadero para, posteriormente, re-inyectarlo

nuevamente a los pozos de gas con el objetivo de mantener la

presión de las reservas, además de reducir drásticamente la emisión

de dióxido de carbono a la atmósfera (Poppe, 2006).


192

REFERENCIAS

Barclay M.A. et al. (2004) Thermodynamic cycle selection for

distributed natural gas liquefaction. Advances in cryogenic

Engineering. Volumen 49. CP710.

Du, H.P. & Huang, Y.D. (2010) Numerical simulation and

optimization of small-scale LNG plant for skid mounted.

Hou. Y, Zhao. H. L., Chen. C. Z., Xiong. L. Y. (2006); Developments in

reverse Brayton cycle cryocooler un China; Cryogenics Volumen 46

403-407.


Feasibility of transporting LNG from South Pars gas field to potential

markers. Applied Thermal Engineering, 1812-1819.

Li, Q.Y. & Ju, Y.L. (2010) Design analysis of liquefaction process for

offshore associated gas resources. Applied thermal engineering.

Mokarizadeh, M. & Mowla, D. (2010) Energy optimization for

liquefaction process of natural gas in peak shaving plant. Energy

Najibi, H., Rezaei, R., Javanmardi, J., Moshfeghian, M. (2008)

Economic evaluation of natural gas transportation. Applied Thermal

Engineering.

Poppe, J. et al. (2006) Dragados Offshore completa la primera

planta de licuefacción de gas natural de Europa. Acta científica y

tecnológica. Volumen 10. Páginas 13 a 16.

Remeljej C.W. & Hoadley A.F.A. (2004) An exergy analysis of small-

scale liquefied natural gas (LNG) liquefaction process. Energy


193

Singh A. et al. (2007) Dynamic Modeling and control structure design

for liquefied Natural Gas Process. American control conference.

New York City. USA.

Smith J.M., et. al. 1996. Introducción a la Termodinámica en

Ingeniería Química. Quinta Edición. McGraw Hill. México.

World pumps (2006). First European natural gas liquefaction plant.

Applications general processing.


194

CAPITULO 9

TRANSPORTE DE GAS NATURAL

El transporte de gas natural requiere el uso de diversas

tecnologías que necesariamente introducen conceptos como

distancia, capacidad, demanda, costos, medio, calidad y seguridad.

En los últimos años se han realizado significativos estudios en este

campo, debido al dramático incremento en el consumo de gas

natural, con lo que se prevé que para el año 2030 habrá aumentado

de 2.5% a 12.4% de acuerdo a la Administración de Información

Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) (Maxwell

& Zhu, 2010).

9.1 Gasoductos

Es el método más antiguo y común para el transporte de gas

natural, que emplea tuberías sobre la superficie de la tierra,

enterradas o bajo el agua cuya fuerza motriz es una diferencia de

presiones. El gasoducto, está formado por tubos de acero muy

elástico y unido entre sí por medio de soldaduras. Transportan gas a

una presión de diseño superior a 16 bares, que se mantienen

mediante estaciones de compresión a lo largo del gasoducto,

cuando éstos cubren distancias superiores a 200 km (Álvarez P., et

al, 2006). Discurre por una zanja que permite que la parte superior

del conducto permanezca enterrada al menos a un metro del suelo.

La red mundial de gasoductos alcanzaba 1.100.000 km en el 2000,

presentando un gran crecimiento desde 1970 cuando apenas se


195

acercaba a 725.000 km (Najibi, et al., 2008), lo cual demuestra el

auge en el consumo de gas natural y la necesidad de controlar

adecuadamente las condiciones del mismo a través del gasoducto.

La principal ventaja del gasoducto, sobre transportes alternativos es

su economía y su seguridad. En este sentido, son indispensables

medidas de protección en los alrededores del gasoducto, para lo

cual se emplean obstáculos físicos (por ejemplo, bloques de

concreto y de metal y caños de protección) o señales de advertencia

(por ejemplo, marcadores de línea y cintas de seguridad). Un

estudio realizado por (Bajarc, et. Al., 2008) sobre el impacto de los

marcadores de línea muestra la importancia de la selección de los

colores, la distancia a la cual es posible discernir el marcador y su

dependencia con las condiciones climáticas. Los resultados

muestran que los marcadores de línea reducen el riesgo en un 11%

para rupturas en gasoductos y un 25% para pequeños agujeros. Por

otra parte, (Siminoff, et. Al., 2009) presentan las causas,

frecuencias y porcentajes de incidentes por transmisión y por

distribución de gas natural en Estados Unidos entre 2002 y 2009.

Los primeros se deben principalmente a corrosión interna en las

tuberías de mayor diámetro que llevan el gas natural desde la zona

de producción hasta zonas de gran consumo. Los segundos, se

deben a daños en la excavación y ocurren en las tuberías de

diámetros pequeños empleadas para suministrar gas natural al

consumidor final. El análisis estadístico de las frecuencias en las

causas de los incidentes permite comprender y construir escenarios

para minimizar los riesgos y brindar seguridad en los alrededores de

los gasoductos.


196

El impacto ambiental de los gasoductos es mínimo, puesto que la

zona por la que discurre se restaura, y al cabo de pocas semanas no

se distingue su trazado, exceptuando las señales correspondientes a

la señalización. Antes de tenderlo, se debe realizar un estudio

medioambiental y otro arqueológico.

9.2 Gas Natural Comprimido (GNC)

El GNC se ha propuesto recientemente como una alternativa

económica de transporte ya que reduce el volumen cerca de 200

veces y requiere mínimas instalaciones en su transporte. El gas

natural se comprime a presiones por encima de 200 bares o bien,

puede tratarse a presión de 130 bares y temperatura por debajo de

-30°C; sin embargo, un sistema típico para el transporte marino de

gas natural comprimido requiere deshidratar primero el gas para

prevenir la formación de hidratos y la corrosión por la combinación

de agua con gases ácidos (CO2 y H2S). Luego se comprime, se enfría

y se carga a un buque que contiene tanques resistentes a altas

presiones que puedan funcionar –de ser necesario- como tanques

de almacenamiento temporales, mientras se lleva a su destino final

o es retornado al lugar de origen (Figura 9.1) (Beronich, et. Al.,

2009). La optimización del transporte marino de GNC requiere una

selección del número de barcos, la capacidad de éstos, los

materiales empleados (acero, compuestos, etc.), las configuraciones

del contenedor (cilindros verticales u horizontales, tuberías en

espiral, etc.) y las técnicas de carga y de descarga (alimentación

simple de gas comprimido o desplazamiento con glicol) de modo

que el costo total sea sustancialmente más bajo que otros métodos

de transporte (Nikolaou, 2010).


197

Figura 9.1 Diagrama esquemático de una cadena típica de transporte de

Gas Natural Comprimido (Trans-Canadá)

9.3 Gas Natural Licuado (GNL)

Cuando se transportan gases licuados, es necesario tener

conocimientos relacionados con la química y física de los

hidrocarburos, por lo que para el diseño de una nave, se requiere

analizar propiedades como punto de ebullición, presión de vapor,

densidad, viscosidad, ecuación de los gases, inflamabilidad, estados

de la materia, leyes de la termodinámica, entalpía, entre otras. Los

estándares de seguridad están establecidos por la Organización

Marítima Internacional, OMI.

La demanda de GNL aumentó dramáticamente desde Enero de

1959 cuando se transportó por primera vez desde Estados Unidos

hasta el Reino Unido. En 2001, la demanda de GNL se estimó por

encima de 100 mtpa (toneladas métricas por año, por sus siglas en

inglés), por lo que se espera que la demanda de energía siga

aumentando, de tal forma que la idea de transportar gas natural

licuado es prometedora (Javanmardi J., et. al., 2006).


198

El transporte de GNL requiere de buques, también denominados

metaneros, que cuentan con las facilidades de almacenamiento

necesarias para llevar el gas líquido a presión atmosférica y

temperatura cercana a 113K y, estaciones regasificadoras para su

distribución (Figura 9.2). Estos barcos emplean la más alta

tecnología, por lo que es especialmente diseñado y aislado para

prevenir fugas o rupturas en caso de accidente. Todos cuentan con

doble casco, lo cual proporciona protección óptima para guardar la

integridad de la carga en casos de colisión o encallamiento, y tienen

habilitados uno o varios depósitos criogénicos, que permiten

mantener la carga a la temperatura indicada.

Figura 9.2 Diagrama de una cadena típica de transporte de Gas Natural

Licuado, desde el yacimiento hasta los consumidores.

El GNL es inodoro, incoloro, no corrosivo y no tóxico y en el

proceso, se reduce su volumen hasta 600 veces, haciendo que su

transporte sea más económico entre continentes. De acuerdo a las


199

investigaciones y estudios realizados para el transporte de GNL

desde el puerto de Asaluyeh en South Pars hasta su

comercialización indican que es la alternativa más económica para

distancias mayores a 3540 km. Dicho costo debe ser evaluado

teniendo en cuenta la exploración, producción, licuefacción,

transporte, regasificación y almacenamiento. Sin embargo, para

fines prácticos de la evaluación económica, (Javanmardi, et al.,

2006) suponen que los costos debidos a regasificación y

almacenamiento corresponden al vendedor, y los costos de

exploración y producción son incluidos en el precio de alimentación.

En la tabla 9.1, se observa los costos típicos de una cadena de gas

natural licuado, donde, evidentemente, la mayor contribución

corresponde a licuefacción y transporte.

ETAPA COSTOS

Exploración y producción $4.74x10-4-$9.48x10-4 MJ-1

Licuefacción $7.58x10-4-$1.14x10-3 MJ-1

Transporte $3.79x10-4-$9.48x10-4MJ-1

Regasificación y almacenamiento $2.48x10-4-$4.74x10-4 MJ-1

Tabla 9.1 Cadena de valor de GNL. Fuente: Javanmardi, et. al., 2006.

Generalmente, se emplean dos tipos de sistemas de cargamentos

en los barcos modernos de GNL:


200

Figura 9.3 Estructura exterior e interior de un Metanero para transporte de

GNL.


201

El diseño esférico autosostenido (Tipo “Moss”) de la figura 9.4,

incorpora varios depósitos independientes construidos con una

aleación de aluminio y de forma esférica que a simple vista

destaca sobre la cubierta. El buque típico puede transportar

alrededor de 125.000 – 138.000 m3 de GNL, lo cual se convierte

entre 74 y 82 millones de m3 de gas natural. Típicamente, el

transportador de GNL mide 275 metros de longitud, alrededor

de 43 metros de ancho y 11 metros de casco sumergido y

cuesta alrededor de 170 millones de dólares. Este costo,

depende significativamente del sistema de re-licuefacción, la

evaporación de GNL y el tamaño. El buque más grande tiene

una capacidad de 145,000 m3 construido para Snohvit, Norway.

Varios astilleros han estado diseñando buques más grandes con

capacidad superior a 200,000 m3, con el fin de permitir avances

económicos en la cadena de valor de GNL y facilitar una base de

suministro más amplia.

Figura 9.4 Diseño esférico autosostenido.

El diseño de membranas de la figura 9.5, es denominado así

porque sus tanques disponen de una membrana de acero

corrugado y expandible. Se componen de un contenedor

primario, uno secundario y mayor cantidad de aislante. El

contenedor primario es la contención principal de la carga,

generalmente construido en acero inoxidable. Como aislantes


202

se emplean poliuretano, la espuma del cloruro de polivinilo y

“perlite”, y el espacio de aislamiento se carga con nitrógeno. El

contenedor secundario, proporciona una mayor protección a la

contención primaria, tanto en los tanques de almacenamiento

en terminales receptoras y de regasificación, como en los

buques de GNL. Un dique, berma o represa de dique

comúnmente, rodea al tanque de contención sencilla en tierra

para poder contener cualquier derrame de GNL, que

generalmente se detecta monitoreando la presencia de metano

en el espacio de aislamiento (Michot, 2003).

Figura 9.5 Diseño de membrana.

El 52% de los barcos usan diseños esféricos, el 43% de membrana

y el 5% otros, dentro de los que se incluye, el diseño en estructura

prismática. En la actualidad, los valores máximos en lo que se

refiere a características de los barcos son (Arias J., 2006):

Esloras = 300 m.

Calados = 12 m.

Manga = 43 m.

Velocidad = 21 nudos.

Puede mencionarse que en 2003, había registrados en el mundo

151 buques metaneros con las siguientes capacidades:


203

Capacidad (m3) Cantidad de buques

< 50000 16

50000 a 120000 15

> 120000 120

El número de barcos para transporte de GNL depende de cinco

situaciones: el sitio de carga, que incluye la velocidad de

producción, la velocidad de carga, el almacenamiento y el tiempo

perdido, el transporte en el que se relaciona el servicio, la distancia

y la congestión, el sitio de llegada o recibimiento, la capacidad de

carga, en donde se tiene en cuenta la presión de operación, el

cargamento de retorno, la temperatura y el volumen del tanque, y

el atraque que hace referencia a las limitaciones del proyecto y la

supervisión. El tamaño de los barcos es un factor crítico para poder

determinar los diseños nuevos de los terminales de receptores de

“baseloading”, así como para la expansión de las instalaciones

existentes.

Los tanques de GNL son comparables en tamaño a los tanques

tradicionales de diesel, pero son en promedio, 20% más grandes.

Son generalmente menos contaminantes que otras embarcaciones,

porque utilizan gas natural y fuel-oil como fuente de energía para

propulsión realizada mediante el gas de la carga evaporado durante

el transporte (del orden del 0.10%-0.13% al día), que además sirve

para mantener la baja temperatura del GNL, ya que estos buques no

llevan planta de relicuefacción (Álvarez, et al., 2006).

A la par al consumo de Gas Natural, se ha incrementado la

demanda de GNL, de modo que se ha generado una ola


204

inversionista en la producción de GNL, tanques, gasificación y toda

la tecnología para su tratamiento. Se han realizado investigaciones

entre los costos de producción de buques y las importaciones de

GNL, encontrando una estrecha relación entre los mismos, ya que

los compradores de GNL contratan cargamentos de GNL sólo, si éste

se puede recibir en las terminales de EEUU a precios competitivos

con los precios de Henry Hub. El volumen de las importaciones es

proporcional a estos precios relativos al precio de GNL. Un efecto de

este fenómeno es que por ejemplo, en Estados Unidos se habían

propuesto diez terminales de gasificación de GNL aprobadas por la

Comisión Regulatoria de Energía Federal (FERC) en 2006, ya que el

GNL representa una economía rentable (Maxwell & Zhu, 2010).

9.4 Gas Natural Hidratado (GNH)

Los hidratos son mayormente conocidos por su tendencia a

obstruir tuberías y por sus depósitos masivos a lo largo de la

plataforma submarina, sin embargo, grandes cantidades de gas

pueden ser almacenadas en forma de hidrato debido a su

estabilidad, a presiones relativamente bajas y temperaturas

normales (-15°C), lo que lo convierte en un transporte más seguro

que el GNL o por gasoductos (Figura 9.6). La hidratación del gas

consiste en la introducción de compuestos formados por agua e

hidrocarburos ligeros y se aplica en la recuperación de combustible

y en procesos de transporte (Hao, et. Al., 2008).

El costo y la eficiencia del transporte de gas natural es tan

representativo en la economía, que como (Gordon, et. Al., 2003) lo

proponen, se puede hablar de un monopolio natural de algunas


205

empresas como Gasoductos de Trans-Canadá Ltda (reconocida por

la Junta de Energía Nacional) y de subaditividad para obtener un

proceso unificado que supla la demanda de gas natural al menor

costo posible. Hay intereses públicos y privados en este sentido,

para permitir el crecimiento de la competencia y disminuir los

costos en el transporte de gas natural. Así pues, los estudios han

demostrado que bajo condiciones óptimas, el GNH puede reducir

los costos del GNL de un 12 a un 34%, con ahorros más significativos

en climas más fríos.

Figura 9.6 Transporte de gas natural hidratado con estaciones

regasificadoras.

9.5 Transporte de Gas Natural en Colombia

En Colombia, existe un sistema de transporte de gas de 3882 km

que cubre la demanda de aproximadamente el 42% de los hogares

colombianos. El Sistema Nacional de Transporte de gas natural

colombiano, vincula los centros de producción de gas con los

centros de consumo. La Red Nacional de Gasoductos está

conformada por dos subsistemas, que recorren el país con ocho

empresas transportadoras de gas natural: PROMIGAS, ECOGAS,


206

TRANSMETANO, TRANSCOGÁS, TRANSOCCIDENTE, GASODUCTO

DEL TOLIMA y PROGASUR. La actividad de distribución es ejercida

actualmente por cerca de 27 agentes; sin embargo, solo entre

cuatro distribuidores (Gas Natural, Gases de Occidente, Surtigás y

Gases del Caribe) atienden el 64% del mercado. Este sistema se

debe a una política de Estado, en lo que se refiere al Plan de

Masificación del Gas (Ministerio de Minas y Energía, República de

Colombia).

En Colombia, el mercado de gas natural no se encuentra abierto,

es decir, que no se evidencian crecimientos de exportaciones ni

importaciones. Se encuentran dos bloques de reservas de gas

natural que contienen aproximadamente 85% de las reservas

existentes en el país: La Costa Atlántica, que dispone de 43.4% de

las reservas probadas, localizadas en los campos de Chuchupa y

Ballenas (en la Guajira) y, Güepaje, en el Valle Inferior del

Magdalena. En el interior, está principalmente la región de los

Llanos Orientales que cuenta con 41% de las reservas probadas en

Apiay, Cusiana y piedemonte (Murcia M.F., et. al, 2005). En cuanto a

producción, Colombia participa marginalmente en el ranking

mundial. Adicionalmente, en su vecindad tiene grandes

competidores que cuentan con volúmenes mayores de reservas,

como Venezuela, que posee gran capacidad para suministrar GNL a

la región, y Trinidad y Tobago, que suministran GNL a Estados

Unidos, Brasil y Centroamérica. Es por esto, que Colombia aunque

no es ajena a las transformaciones que se están presentado en el

mundo con respecto al GNL, apenas está empezando a impulsar su

desarrollo, mediante prospectivos exploratorios de gas costa afuera

en aguas colombianas, para hacer viable proyectos de GNL o de


207

GNC y su exportación a mercados centroamericanos, el Caribe y la

Costa Este de Estados Unidos (Yanovich, et. al, 2003).

REFERENCIAS

Álvarez, et. Al. (2006). La cadena de Gas Natural. Anales de

mecánica y electricidad.

Arias J. 2006. Gas Natural Licuado. Tecnología y Mercado. Trabajo

de Investigación. Instituto Argentino de la Energía “General

Mosconi”. Disponible en:

http://www.iae.org.ar/archivos/educ_gnl.pdf. Consultado: 2010-10-

02.

Bajcar, T., Sirok, B., Cimerman, F., Eberlinc, M. (2008).

Quantification of impact of line markers on risk on transmission

pipelines with natural gas. Journal of Loss Prevention in the Process

Industries 21, 613-619.

Beronich, E. L., Abedinzadegan Abdi M., Hawboldt, K. A. (2009).

Prediction of natural gas behavior in loading and unloading

operations of marine CNG transportation systems. Journal of

Natural Gas Science and Engineering 1, 31-38.

Gordon, D., Gunsch, K., Pawluk, C. (2003). A natural monopoly in

natural gas transmission. Energy Economics, 473-485.

Hao, W., Wanf, J., Fan, S., Hao, W. (2008). Evaluation and analysis

method for natural gas hydrate storage and transportation

processes. Energy Conversion and Management 49, 2546-2553.

http://www.iae.org.ar/archivos/educ_gnl.pdf


208


Feasibility of transporting LNG from South Pars gas field to potential

markers. Applied Thermal Engineering, 1812-1819.

Maxwell, D., Zhu, Z. (2010) Natural Gas Prices, LNG transport costs

and the dynamics of LNG imports. Energy Economics.

Michot Foss, Michelle. (2003). Sistemas de seguridad y protección

de GNL. Center for Energy Economics. Disponible en la web en

http://www.beg.utexas.edu/energyecon/Ing

Ministerio de Minas y Energía. República de Colombia (s.f.).

ECOPETROL. Recuperado el 20 de Agosto de 2010, en el sitio web

http://www.ecopetrol.com.co

Najibi, H., Rezaei, R., Javanmardi, J., Moshfeghian, M. (2008)

Economic evaluation of natural gas transportation. Applied Thermal

Engineering.

Nikolaou, M. (2010). Optimizing the logistics of compressed natural

gas transportation by marine vessels. Journal of Natural Gas Science

and Engineering.

Siminoff, J.S., Restrepo, C.E., Zimmerman, R. (2009). Risk

management of costs consequences in natural gas transmission and

distribution infrastructures. Journal of Loss Prevention in the

Process Industries. 269-279.

Yanovich I., et. al. (2003). Carta Petrolera. ECOPETROL. Edición 108,

abril-mayo. Disponible en:

http://www.ecopetrol.com.co/especiales/carta_petrolera108/rev_c

oyuntura 2.htm. Consultado: 2010-10-09.


209

CAPITULO 10

ALMACENAMIENTO

El gas natural es considerado como una fuente que puede suplir

las necesidades ambientales y la demanda de energía en muchas

aplicaciones industriales en la actualidad. El almacenamiento del gas

natural es indispensable para el desarrollo de dicho objetivo, su

transporte y su respectivo mantenimiento; por tanto, se presentan

varios métodos de almacenamiento del mismo, algunos de ellos que

ofrecen excelentes condiciones de rendimiento y aplicabilidad como

forma alternativa del método de almacenamiento de gas natural

por compresión utilizado actualmente.

10.1 Gas natural comprimido (GNC)

El gas natural comprimido posee ventajas en cuanto a practicidad

en las condiciones de manejo, ya que a través de una compresión a

una presión de 20 MPa se reduce el volumen del mismo

manteniendo su estado gaseoso y propiedades durante la

permanencia de almacenamiento; sin embargo, esta técnica

requiere de recipientes especiales tanto en geometría como en

peso que cumplan con los estándares mínimos de seguridad y

calidad. El aspecto que fundamentalmente se toma como base para

la propuesta de métodos alternativos al empleado normalmente es

el valor tan elevado de la presión de compresión que requiere de un

mayor consumo energético y equipos robustos que soporten la

capacidad estándar de almacenamiento exigida.


210

El almacenamiento de gas natural comprimido requiere de tres

etapas fundamentales, la primera es el aumento de la presión del

gas mediante el proceso de compresión que sufre el gas

proveniente de un gasoducto de transporte o una red de

distribución, el almacenamiento a través de tanques y cilindros de

acero, y finalmente la descompresión utilizando válvulas de

expansión para reducir la presión e inyectar el gas a las redes de

distribución para su destino final.

Recientemente se ha planteado una forma de almacenamiento de

gas natural mediante cavernas rocosas en el subsuelo para resistir

altas presiones, cambios climáticos y reservas en épocas de escasez;

la primera caverna de roca alineada (LRC) que fue construida está

ubicada en Skallen-Suecia, la cual posee un túnel de acceso de 1 Km,

se encuentra ubicada a 115 m de profundidad y posee un volumen

de 40000 m3, la caverna fue diseñada con silos de 52 m de alto y 36

m de diámetro con una cúpula y curvado en su parte inferior. La

roca utilizada es gneis cristalino incrustado con diques de anfibolita,

reforzado con hormigón pretensado teniendo en cuenta la

estabilidad y soporte del material (Glamheden R. & Curtis P., 2006).

Figura 10.1 Esquema de almacenamiento y acceso al LRC. Fuente:

Glamheden & Curtis, 2006.


211

LRC posee ventajas tales como el amplio rango de lugares donde

se podría aplicar debido a los requerimientos geológicos, gran

estabilidad estructural de las cavernas, bajo impacto ambiental y

almacenamiento estable que permite manejar tanto bajas como

altas presiones. Las condiciones de diseño se basan en la estabilidad

de la cavidad, estas se pueden dividir en cuatro grupos: los efectos

físicos tales como presión de la formación geológica, presión

interna, temperatura, entre otras; el esfuerzo sobre las rocas el cual

es modelado teóricamente a partir de modelos numéricos de

diferencias finitas, la resistencia de la roca que actúa contra los

efectos físicos del material, y las anomalías geológicas. Sin embargo

es necesario contemplar errores en los cálculos debidos a falsas

estimaciones de la presión, la desviación del modelo estático de la

realidad, errores en la determinación de las propiedades del

material en laboratorio, o fallas en las investigaciones geológicas

(Staudtmeister R. &. Rokahr R.B., 1997). Este medio de

almacenamiento ha ofrecido excelentes resultados en Europa y se

propone como sistema eficiente que no necesita de materiales

especiales y robustos para almacenar GNC.

10.2 Gas natural adsorbido

El método de almacenamiento de gas natural por adsorción, utiliza

como medio adsorbente el carbón activo, que debido a sus

propiedades proporciona las condiciones requeridas para la

transferencia de masa; este sistema presenta una presión de

almacenamiento de alrededor de 3,5 MPa a 4 MPa; la cual es muy

baja comparada con la presión necesaria para el almacenamiento

de gas por medio de compresión. La capacidad de almacenamiento


212

del gas natural esta expresado en términos de volumen liberado de

gas natural por unidad de volumen que contiene el adsorbente a

condiciones estándar (Pupier O., et al., 2005), es indispensable una

adecuación entre el diseño del recipiente de almacenamiento por

adsorción, las propiedades de transferencia del paquete adsorbente

y las condiciones dinámicas del proceso de adsorción que se dan a

través de ciclos sucesivos de carga y descarga, procesos de

adsorción y desorción sucesivos que mejoran la eficiencia del

sistema.

El equipo experimental consta de un cilindro de acero inoxidable

de 30 dm3 que es llenado con carbón activo granular (9,32kg), los

procesos de carga y descarga se realizan usando un cilindro

concéntrico de 2,54 cm de diámetro y 40 agujeros que permiten el

flujo radial a través del lecho adsorbente para minimizar los efectos

térmicos; se dispone de controladores de temperatura a través de

tres termocuplas ubicadas en los extremos y en la parte central

donde se analiza el efecto del proceso adsorción-desorción, y dos

sensores de presión (Pupier O., et al. ,2005) que establecen la caída

de presión del sistema, la cantidad de gas que entra y sale del

sistema es medido a través de una balanza electrónica. La

concentración de los gases es analizada por cromatografía. Para

determinar el volumen interno se realizan ensayos previos con

nitrógeno, a su vez, es posible determinar la porosidad del carbón

por medio del mismo.

Se llevaron a cabo diferentes experimentos en los sistemas de

almacenamiento con el fin de analizar el efecto térmico del calor de

adsorción, para esto, se hicieron ensayos en un prototipo vertical y


213

en un prototipo horizontal, evaluando tres presiones de adsorción

(2, 3, 4 MPa), y flujos diferentes. Se observa que a medida en que

aumenta la presión la variación en la temperatura es pequeña para

incrementos de tiempo mayores, lo que indica la independencia de

los cambios de presión respecto a la temperatura. El efecto térmico

resulta del calor de adsorción sobre los procesos de carga y

descarga; en la región central del lecho donde se observan severas

fluctuaciones de temperatura, las cuales pueden ser mitigadas a

través de las propiedades del carbón activo que son controladas

mediante su adecuación y respectiva activación (Figura 10.2).

Figura 10.2 Dispositivo experimental usado para los ciclos de carga y

descarga.


214

Los perfiles de temperatura de adsorción y desorción dependen

del conjunto de propiedades tal como la presión de adsorción del

sistema, del tipo de carbón activo usado y el control de flujo

durante el proceso; ya que el efecto que proporciona dos de las

variables no es suficiente para determinar el efecto térmico, sino

que es necesario su análisis en conjunto. Un sistema de

calentamiento eficiente se considera con el fin de incrementar la

velocidad de desorción teniendo en cuenta la geometría del tanque,

ya que la cantidad de gas desorbido es proporcional al volumen

hidráulico del mismo (Sáez A. & Toledo M., 2009).

Para un adecuado proceso de adsorción es necesario preparar el

adsorbente a unas condiciones determinadas siguiendo un proceso

tal como: trituración del carbón activo, mezcla con grafito natural

expandido, comprimido y calentado a punto de ebullición,

enfriamiento mediante la aplicación de un esfuerzo, solidificación. A

partir de estas condiciones se obtiene el adsorbente con un alto

valor de área superficial y volumen microporo, mayor afinidad

química para sustancias orgánicas, altos valores de conductividad

térmica o del coeficiente de transferencia de calor y aumento de la

densidad. El carbón activado es apropiado para la condición

húmeda si posee un tamaño de poro de 1,6 a 3 mm, una capacidad

gravimétrica mayor al 40 %, una capacidad de liberación mayor a

150 (v/v) (Zhou L. et al., 2010).

La realización de pruebas para el adsorbente es indispensable para

obtener una mayor capacidad de almacenamiento, por esta razón,

se hizo un estudio sobre el carbón activo húmedo y seco, llevando a

cabo un análisis comparativo de las dos condiciones del carbón


215

activo; el cual arrojo una mayor capacidad de liberación para la

condición húmeda 74,13 (v/v) respecto a la condición seca 32,5

(v/v); el máximo fue alcanzado con phillipsita húmeda 138 (v/v)

reflejado en un aumento de la cantidad de metano adsorbido (63%)

por masa de carbón, a su vez, la densidad volumétrica del carbón

activo húmedo puede ser fácilmente incrementada (Al Ashed S., et

al., 2010). Cuando el proceso de adsorción se hace a través de

carbón activo húmedo, los compuestos más pesados forman

hidratos más fácilmente que el metano, por tanto, el lecho de

adsorción requerido no es tan grande, además, se libera una mayor

cantidad de gas porque la adsorción isotérmica del carbón húmedo

es mucho más baja que la del seco a bajas presiones.

La comparación entre la phillipsita húmeda y la seca se hizo a

través de ensayos a diferentes temperaturas; con la phillipsita seca

se indico una alta transferencia de masa del gas, como efecto la

temperatura aumenta al alcanzar el equilibrio más largo, por tanto,

la capacidad de adsorción se favorece a bajas temperaturas.

Respecto a la phillipsita húmeda, cuando hay altas presiones se

observa un ligero incremento en la temperatura hasta llegar a un

valor constante debido a la formación de hidratos, compuestos

sólidos cristalinos estabilizados por la inclusión de moléculas

gaseosas dentro de las cavidades formadas por moléculas de agua

vinculando el hidrógeno (Zhou L. et al., 2010); el tiempo para

alcanzar la presión de equilibrio depende del agua contenida en el

lecho teniendo en cuenta que la tasa de adsorción es mayor si la

cantidad de agua no supera su valor critico; es de notar, que los

valores obtenidos con phillipsita húmeda son mayores a los de la

seca debido a la formación de los hidratos que incrementan la


216

capacidad de almacenamiento (Al Ashed S., et al., 2010). La

desventaja de usar la condición húmeda es que los hidratos de

metano son formados a baja temperatura y condiciones de alta

presión y su cinética de formación es relativamente baja, lo que

indica que el proceso de adsorción y desorción se realizaría

principalmente con los hidrocarburos más pesados.

Se hizo una análisis para obtener carbón activo a partir de la

activación química de granos de sorgo y trigo usando acido orto

fosfórico, cloruro de zinc e hidróxido de potasio (Najibi H., et al.,

2008) el cual ofrece excelentes resultados en cuanto a la

transferencia de masa. El proceso de activación consta de someter

los granos a una corriente de hidrogeno, posteriormente se

calientan a 300°C durante 10 a 15 minutos, seguido de un proceso

de enfriamiento, y finalmente se expone ante el agente de

activación por 24 horas; se concluye que la mejor configuración del

carbón activo para lograr una mayor capacidad de almacenamiento

es la mezcla entre el carbón granular y en polvo debido a la

generación de una mayor área superficial y a un volumen microporo

mayor (Zhang T., et al., 2010).

El proceso referencia de almacenamiento consta de operaciones

cíclicas con metano puro, donde el recipiente es cargado a vacio de

3,5 MPa a 298 K, durante la primera descarga la presión decrece a

0,1 MPa, se retiene una cantidad de gas adsorbido

aproximadamente del 20%; dicho porcentaje es la diferencia entre

el gas liberado y almacenado. Durante el proceso cíclico la cantidad

de metano liberado es constante debido a que es un fenómeno


217

reversible de adsorción y desorción del gas puro sobre el carbón

activo (Pupier O., et al., 2005).

Para analizar el efecto de adsorción del gas natural se llevo a cabo

la operación cíclica para el gas, teniendo en cuenta que la

composición del gas a la entrada es constante, y el de salida no lo

es; los procesos cíclicos son llevados a cabo a las mismas

condiciones del proceso de referencia con metano; es decir, con

presurizaciones sucesivas de 3,5 MPa y desgasificaciones a presión

atmosférica de 0,1 MPa, el equilibrio de adsorción se alcanza

alrededor de 24 horas, en consecuencia, en este punto la

composición del gas tiende a ser la del gas originalmente cargado

(Santos J., et al, 2009).Los perfiles de proporción dependen

altamente del numero de ciclos indicando la evolución de la

composición de la fase adsorbida durante el proceso cíclico, la cual

se va saturando por la presencia de hidrocarburos de alto peso

molecular ya que los adsorbentes carbonados poseen mayor

selectividad para los alcanos pesados que para el metano (Ríos R, et

al., 2010), tal como se muestra en la Figura 10.3, donde la

selectividad para los hidrocarburos pesados es alta, a su vez, el

carbón activo presenta mayor selectividad para compuestos como

el dióxido de carbono y nitrógeno también presentes en la mezcla

de gas natural que ingresa al sistema respecto al metano (condición

de referencia).


218

Figura 10.3 Selectividad (α) para C2H6, C3H8, CO2 y N2 en relación a CH4, a

298 K.

El rendimiento del proceso de adsorción de gas natural está

definido como el volumen de metano o gas natural liberado por

volumen de adsorbente medido a condiciones estándar. El impacto

del proceso cíclico es evaluado por la eficiencia n=Qn/Q1 donde Q1 y

Qn son el volumen de gas liberado por volumen de adsorbente del

ciclo uno y n respectivamente. Es interesante resaltar el continuo

descenso de la eficiencia, debido a que las condiciones de estado

estable no son completamente alcanzadas; estas se presentan como

condición de la adsorción de otros componentes diferentes al

metano; la tasa de decrecimiento no es constante y depende del

número de ciclos que realiza el gas (Figura 10.4); el primero

corresponde al CO2 cuando alcanza la condición estable, seguido del


219

etano, el propano. Por tanto, la evolución global de la eficiencia está

relacionada con las saturaciones sucesivas del carbón activado con

los diferentes gases debido a la acumulación en los poros de los

compuestos de alto peso molecular, reduciendo la eficiencia del

sistema de almacenamiento de ciclos de carga y descarga. Se puede

decir que después de 700 ciclos la eficiencia del sistema de

almacenamiento cae bajo 50% influenciado por la composición del

gas, las condiciones de trabajo y la estructura microporosa del

carbón activado (Pupier O., et al. (2005)).

Figura 10.4 Perfil experimental de la eficiencia como función del número

de ciclos

Como principal elemento de análisis y decisión respecto al método

de adsorción propuesto para el almacenamiento de gas natural, se

compara el resultado de acuerdo al valor fijado por el


220

Departamento de Energía de Estados Unidos del volumen que debe

ser liberado por un sistema de almacenamiento de gas natural por

adsorción que corresponde a 180 (v/v) para que sea considerado un

sistema viable y apropiado (Ríos R, et al., 2010).

10.3 Gas Natural Licuado (GNL)

El tercer método de almacenamiento son los tanques de gas

natural licuado, ya que ofrece la habilidad de ocupar un volumen de

1/600 del que se podría ocupar mediante el método de gas

comprimido a presión atmosférica y temperatura ambiente. El

desarrollo de dichos tanques se hace por medio de simulación de

los mismos y la evaluación probabilística de elementos finitos de las

variables del fluido, la estructura, el material, variables térmicas y

evaluación de puntos críticos como el esfuerzo y sus variaciones. El

gas natural es almacenado en estado licuado a una temperatura

más baja que -162°C y la presión interna del tanque es de 689,48

kPa con el fin de disminuir el volumen y facilitar el transporte ya que

en estado líquido, la densidad del GNL es 600 veces más alta que la

de GNC (Rama et al (2010)).

El principal problema de análisis respecto al método de

almacenamiento del GNL se refiere a la liberación de vapor desde el

GNL, la cual es causada por la transferencia de calor hacia el líquido

durante el almacenamiento, ya que se presenta un flujo de calor en

las paredes del tanque debido a la diferencia de temperatura

respecto al medio ambiente; y el proceso de llenado, que causan

una variación de la presión excesiva. Debido a las condiciones

necesarias de temperatura, y con el fin de evitar la formación de


221

vapor, el tanque debe estar provisto de múltiples capas que

minimicen la transferencia de calor, por lo general una capa de

acero inoxidable y una capa de poliuretano para su aislamiento. De

acuerdo a esto se manejan tres configuraciones de tanques de

almacenamiento, el primero de contención simple, el segundo de

contención doble y finalmente uno de contención completa.

El tanque de contención simple consta de una cavidad interior y

una exterior, sólo la primera capaz de almacenar GNL, el de

contención doble cuenta con la cavidad interior y exterior, ambas

con la capacidad de almacenamiento requerida; finalmente un

tanque de contención completa que es un tanque de contención

doble, en el cual la cavidad exterior que es capaz de almacenar el

líquido criogénico y controlar la ventilación del vapor del criogénico.

De igual forma, se pueden presentar tres configuraciones respecto

al nivel del suelo; sobre el nivel del mismo, al nivel del suelo, y bajo

el nivel del mismo. La configuración más usada en las terminales de

recepción de gas son las que se encuentran sobre el nivel del suelo,

sin embargo, debido al aumento de la demanda de GNL se está

extendiendo el almacenamiento bajo el nivel del suelo debido a las

condiciones de seguridad y practicidad.

El proceso de descarga del tanque de gas licuado es de suma

importancia ya que se debe evitar la formación de vapor en la

tubería, la cual se debe al incremento de la temperatura y

disminución de la presión, provocando una súbita expansión

volumétrica de 600 veces, lo que puede ocasionar daños en las

terminales, obstrucción de tuberías y principalmente en el tanque


222

de almacenamiento; con este fin, se establece las siguientes etapas

en el procedimiento de descarga: recirculación, despresurización

(disminución de la presión), igualación de la presión y descarga (Lee

C., et al (2010)) que deben minimizar la formación de vapor y

ofrecer las condiciones necesarias de seguridad y confiabilidad de

almacenamiento (Figura 10.5).

Figura 10.5 Diagrama esquemático de una terminal de recibo de GNL

El procedimiento de recirculación permite mantener una pequeña

cantidad de GNL circulando por las tuberías teniendo en cuenta que

estas permanecen frías, en la despresurización se disminuye la

presión en la tubería de tal forma que se pueda transferir el GNL de

un buque a un tanque de almacenamiento, después a través de una

válvula de descarga se iguala la presión y finalmente por medio de

una bomba se da el proceso de descarga hacia el tanque de

almacenamiento. La variación de la presión se lleva a cabo con el fin


223

de evitar la vaporización de GNL en las tuberías y para permitir el

proceso de descarga.

Otra opción que se presenta para el almacenamiento de GNL bajo

el nivel del suelo, figura 10.6, es el almacenamiento LRC descrito

anteriormente, sin embargo, es necesaria una suma precaución con

las fallas debidas a los esfuerzos térmicos que generan daños en la

masa de rocas (Park E.S., et al 2010).

Figura 10.6 Caverna rocosa de almacenamiento de GNL

Como condiciones de seguridad es importante tener en cuenta

casos como el crecimiento de la presión descontrolada debido a

sobrecalentamiento o reacción, adelgazamiento del material del

tanque debido a las condiciones de esfuerzo o a altas temperaturas

que pueden degradar el material, esfuerzos térmicos ocasionados

por diferencias de temperatura en el interior del tanque, y daños

mecánicos debidos a impactos, corrosión o fallas en la manufactura.

Estos factores son importantes para evitar posibles accidentes en

los tanques de almacenamiento o riesgos de explosión en presencia

de fuentes que generen ignición (Birk A., 1995).


224

REFERENCIAS

Alejandro Sáez & Mario Toledo (2009) Thermal effect of the

adsorption heat on an adsorbed natural gas storage and

transportation systems. Applied Thermal Engineering, 29, 2617-

2623

Birk A. (1995) Scale effects with fire exposure of pressure liquefied

gas tanks J. Loss Prev. Process Ind. Vol. 8. No 5, 275-290.

Chul-Jin Lee, Youngsub Lim, Chansaem Park, Sangho Lee, and

Chonghun Han (2010) Synthesis of Unloading Operation Procedure

for a Mixed Operation of Above-Ground and In-Ground Liquefied

Natural Gas Storaged Tanks Using Dynamic Simulation. Chemical

Engineering and Processing

Glamheden R. & Curtis P. (2006) Excavation of a cavern for high

pressure storage of gas natural. Tunelling and Underground Space

Technology 21, 56-67.

Hesam Najibi, Antonin Chapoy, Bahman Tohidi (2008)

Methane/natural gas storage and delivered capacity for activated

carbons in dry and wet conditions. Fuel, 87, 7-13

J.C. Santos, F. Marcondes, J.M. Gurgel (2009) Perfomance analysis of

a new tank configuration applied to the natural gas storage systems

by adsorption. Applied Thermal Engineering, 29, 2365-2372.

Li Zhou, Jia Liu, Wei Su, Yan Sun, Yaping Zhou (2010 Progress in

Studies of Natural Gas Storage with Wet Adsorbents. Energy Fuels,

24, 3789-3795


225

O. Pupier, V. Goetz, R. Fiscal (2005) Effect of cycling operationes on

an adsorbed natural gas storage. Chemical Engineering and

Processing, 44, 71-79

Park E.S., Jung Y.B., Song W.K., Lee D.H., Chung S.K. (2010) Pilot

study on the underground lined rock cavern for LNG storage

Engineering Geology 116, 44-52.

Rafael B. Rios, Moises Bastos, Marcelo R. Amora Jr., A. Eurico B.

Torres, Diana C.S.. Azevedo, Célio L. Cavalcante Jr. (2010)

Experimental analysis of the efficiency on charge/discharge cycles in

natural gas storage by adsorption. Fuel

Rama, Subba, Reddy, Gorla (2010) Probabilistic Analysis of a

Liquefied Natural Gas Storage Tank. Applied Thermal Engineering

Sameer Al-Ashed, Fawzi Banat, Farhad Lattiefee (2010) Sorptive

storage of natural gas onto dry and wet phillipsite: Study of

dynamics, storage and delivery. Applied Thermal Engineering, 30,

2257-2263

Staudmeister K & Rokahr R.B. (1997) Rock mechanical design of

storage caverns for natural gas in rock salt mass.Int. J. Rock Mech.

& Min. Sci. Vol. 34: 3-4.No.300

Tengyan Zhang, Walter P. Walawender, L.T. Fan (2010) Grain-based

activated carbons for natural gas storage. Bioresource Technology,

101, 1983-1991


226

CAPITULO 11

REGASIFICACIÓN

11.1 Planta de regasificación

Una planta de regasificación de gas natural licuado (GNL) es un

conjunto de equipos y componentes destinados a recibir buques de

gran capacidad de transporte de GNL y proporcionarles medios para

la descarga; almacenar el GNL en tanques criogénicos y transformar

el gas natural liquido a su estado gaseoso mediante la aportación de

calor, e inyectarlo en la red de gas a alta presión para su consumo

(EVE, 2001).

El GNL procede de instalaciones de licuefacción situadas en países

productores junto a los yacimientos de gas, en las que se disminuye

la temperatura del gas natural hasta alcanzar su estado liquido a -

160°C. El transporte en buques criogénicos y su posterior

regasificación es una alternativa al transporte por gasoducto y

posibilita una mayor diversificación en el suministro.

Generalmente constan de las siguientes partes:

Instalaciones marítimas para buques metaneros de gran

calado procedentes de las áreas de producción.

Sistema de descarga de GNL mediante brazos de descarga y

tuberías.


227

Sistema de almacenamiento de GNL, con los tanques y las

bombas primarias.

Sistema de tratamiento de los vapores de GNL, con los

compresores para que el gas que se vaporiza en los tanques

y la antorcha para combustión de flujos de gas no

recuperables.

Sistema de vaporización, odorizacion y envío a la red

El esquema simplificado de una planta de regasificación se presenta

en la figura 11.1.

Figura 11.1 Esquema simplificado de una planta de regasificación.

11.2 Proceso


228

El proceso de regasificación consiste en la conversión de gas

natural en estado líquido a su estado gaseoso. El gas natural se

recibe en estado líquido transportado en barcos metaneros a una

temperatura de -160°C desde las plantas de licuefacción; estos

buques atracan en el muelle de descarga de la planta de

regasificación y se descarga el gas natural licuado a través de tres

brazos, el cual circula a través de los conductos que unen los brazos

con los tanques y se almacena en el interior de las mismos a una

temperatura de -160 °C (Figura 11.2).

Figura 11.2 Recepción y almacenamiento de gas natural licuado.

La presión en el interior de los tanques se controla mediante los

vapores que se generan por evaporación del gas natural, los cuales

son extraídos de los tanques y se recuperan mediante unos

compresores que envían los vapores al relicuador para devolverlo al

estado liquido y enviarlo a las bombas secundarias, que impulsan el

gas natural licuado hacia los vaporizadores. Este gas se utiliza para

compensar el desplazamiento de la carga que se origina en el

proceso de descarga del buque, reinyectar en el proceso gracias al

relicuador, o cuando excede la capacidad de los dos anteriores, el


229

gas sobrante se quema en la antorcha. El gas natural licuado

procedente del relicuador es bombeado a alta presión por un

sistema de bombeo secundario, de diseño análogo al primario, que

impulsa al gas natural licuado hacia los vaporizadores (Figura 11.3).

Figura 11.3 Gestión del exceso de gas generado.

El paso de líquido a gas se realiza en los vaporizadores de agua de

mar. A través de estos, el gas natural licuado se transforma en

vapor al ser calentado a una temperatura mayor de 0°C con agua de

mar. Existe un vaporizador, denominado de combustión sumergida,

utilizado en periodos de mantenimiento de los anteriores o en

épocas de demanda punta, donde el gas natural licuado es

calentado y vaporizado por efecto de un quemador sumergido que

utiliza como combustible el gas natural. El gas natural procedente

de los vaporizadores se dirige a través de un colector común a unos

sistemas de regulación, medida y odorización, y finalmente, se

introduce a la red básica de gasoductos (Figura 11.4).


230

Figura 11.4 Vaporización, medida y odorizacion.

Existen dos tecnologías principales para la regasificación de LNG:

la primera es una terminal terrestre, en donde el LNG se descarga a

los tanques de almacenamiento, el cual es regasificado y bombeado

a la tubería local de gas natural; y la segunda es a bordo de buques

especializados, allí se realiza la regasificación del LNG y se conecta

directamente a un gasoducto. (Sonmez, et al). En casos donde las

condiciones son menos favorables debido a aguas poco profundas o

situaciones de envío congestionadas, el transporte, regasificación y

almacenamiento temporal fuera de la costa puede ser una buena

alternativa. Recientemente se ha propuesto un proceso en que

como primera etapa está el transporte y luego vaporización de gas

natural a bordo de un buque metanero, antes que el gas entre a las

tuberías que se encuentran en la costa. En este método, el gas

natural es comprimido, enfriado y convertido a gas natural licuado

en un sitio de producción antes de ser cargado en los tanques de


231

almacenamiento disponibles del buque. Cuando el buque llega a su

destino, el gas natural licuado es retirado y su presión se impulsa

por el paso a través de bombas mientras está en estado liquido,

luego se lleva a estado gaseoso por el flujo a través de evaporadores

antes que llegue a las tuberías que lo transportan a la orilla.(Zednik,

et al; 2000). Para ello se utilizan muelles flotantes, concepto que

hasta el día de hoy no se considera nuevo, pero en combinación con

un reducido desplazamiento y conectado a un sistema de amarre de

punto único (SPM), se convierte en una excelente herramienta para

el atraque de buques de gas natural licuado fuera de la costa,

habilitar descarga de GNL a través de los brazos de la carga

estándar, permitir operaciones de transferencia continuas en

condiciones de 4 m de altura de olas y proporcionar una planta

estable para planta de regasificación.(Baan, et al; 2003)

Un interés particular de algunos países que prácticamente

dependen de la importación de energía y que tienen posiciones

geográficas favorables es el desarrollo de terminales de gas natural.

Actualmente 13 terminales de regasificación de gas natural están

operando por Estados Unidos, y aproximadamente 20 más están en

proceso de planeación; proceso en el que se debe tener en cuenta

las facilidades de diseño y ubicación, así como el impacto social y

ambiental (Tugnoli, et al). Generalmente, una terminal de

regasificación cuenta con las siguientes unidades de proceso:

Atraque marino y sistemas de descarga, para recibir buques

transportadores de LNG; almacenamiento de LNG: tanques

criogénicos con capacidad para controlar el nivel de producción de

gas; compresor y recondensador, para administrar el gas evaporado

en los tanques de almacenamiento durante el proceso de descarga


232

de LNG; vaporizadores de bastidor abierto, para producir gas

regasificado; bombas primarias y secundarias, para aumentar la

presión de gas regasificado con el fin de satisfacer los requisitos de

presión de red de tubería nacional, y estaciones de medición

(Chimale & Acosta). En una terminal como la descrita

anteriormente, es necesario realizar un análisis para la

identificación de accidentes. Para ello se aplica la metodología

MIMAH, la cual requiere la división de la planta en unidades

asociando las pérdidas de contención de acuerdo a los tipos de

equipos y sustancias manejadas. Se reconocen principalmente:

brecha en la salida en fase liquida o vapor, fugas en la tubería de gas

o liquido, ruptura catastrófica y un colapso del contenedor.

Mediante este análisis se demuestra, que los escenarios de

accidentes son similares en las diferentes tecnologías de

regasificación, razón por la cual el proceso de regasificación, el

material y las condiciones de los equipos y dispositivos tienen

semejanzas para todas las configuraciones. (Tugnoli, et al)

Existen varios procesos de recuperación o aprovechamiento de

energía asociados a la regasificación del LNG.

11.3 Desalinización de agua de mar

Este concepto no es nuevo, ya que ha sido mencionado desde

1960. En este proceso, el agua de mar se bombea desde un tanque

externo y pasa por un tratamiento de filtrado, usando filtros

especiales para la remoción de partículas grandes. Después de esto,

pasa por un pre enfriamiento a bajas temperaturas, y luego por un

intercambiador de calor principal, donde el gas natural licuado es re


233

gasificado, mientras que el agua de mar se congela formando una

especie de “lodos” de hielo. Este se bombea a un separador, donde

la salmuera se separa del hielo; los cristales son lavados y luego

fundidos, antes de ser almacenados. En el proceso, el calor latente

del hielo se utiliza en el pre enfriamiento del agua de mar que

ingresa. (Salim, et al). La desalinización por intercambio de calor

directo entre el agua de mar y los vaporizadores actuales, no es

factible para un buen rendimiento, ya que se trabajaría a

temperaturas por debajo del punto eutéctico y la cristalización

sobre la superficie de los vaporizadores, facilitaría la retención de

agua de mar entre los cristales de hielo. Sería necesario rediseñar

los vaporizadores de agua de mar si se quiere obtener los mejores

rendimientos en el aprovechamiento del frío y, para un óptimo

rendimiento del proceso de desalinización, será necesario añadir

una segunda etapa, que podría ser de ósmosis inversa.

11.4 Aprovechamiento energético del proceso de regasificación.

11.4.1 Producción de energía eléctrica

Como los precios de la energía tienen aumento continuo, la

oportunidad de recuperación de energía durante la regasificación es

evidente. Una opción muy adecuada es la producción de energía

eléctrica recuperando la energía disponible como refrigerante,

usando el vapor criogénico de gas natural licuado durante la

regasificación como un medio de refrigeración en una planta de

cogeneración CHP, la cual combina calor y energía. Teniendo en

cuenta que el impacto ambiental de la regasificación de gas natural

licuado, debido al rechazo de refrigerante en el mar vecino cuando

se opera con unidades de Open Rack (OR) es alto, la recuperación


234

de una parte de esta energía será obligatoria mirando los problemas

ambientales del planeta, tanto para el ahorro de recursos

energéticos como para la reducción del impacto ambiental.

(Dispenza, et al; pags 388-309; 2008; 2)

Para la producción de energía eléctrica, una primera posibilidad es

mejorar la eficiencia eléctrica de una utilidad en estaciones de

energía situadas cerca del sitio de regasificación que trabajan con

turbinas de vapor. La mejora de la eficiencia se obtiene mediante la

reducción de la temperatura del condensador utilizando agua

refrigerada rechazada por unidades de OR, concepto que se ha

aplicado en Japón. Otra aplicación se refiere a la utilización de la

energía de gas natural licuado, lanzado durante la regasificación,

para enfriar el aire de admisión en el compresor de una planta de

energía de turbina de gas. (Dispenza, et al; pags 380-3387; 2008; 1)

El proceso propuesto por el grupo ENI tiene en cuenta todas las

opciones en el proceso de regasificación. Cuando la regasificación se

realiza a bajas presiones y el gas se comprime a la presión requerida

por las tuberías, la energía de bombeo (WNG) es muy alta. En su

lugar, si el gas natural licuado es bombeado en fase liquida, la

presión se sitúa en el rango de presión requerido (presiones

hipercríticas), lo cual es más conveniente porque la energía de

bombeo (WLNG) es menor. Se propone un proceso que trabaje a

presiones hipercríticas ya que la transferencia de calor es muy

buena, y su equipo es más fiable. En este proceso, el ciclo superior

incluye un sistema de turbina de gas que trabaja con altas

temperaturas en la entrada; El aire que entra es enfriado por agua

de mar que sale de las unidades Open Rack. El ciclo inferior trabaja


235

con helio; la presión más alta es 22.7 bar y la más baja 3 bar, la

temperatura en la entrada es 579 °C, logrando así que el helio que

sale de la turbina ceda calor al gas natural licuado de los

regasificadores criogénicos y luego se enfría a -129°C. Este es

bombeado por un compresor y sale con una temperatura de 70 °C.

(Dispenza, et al; pags 380-3387; 2008; 1).

11.4.2 Recuperación y uso de refrigerante

La recuperación y uso del refrigerante durante la regasificación de

LNG en refrigeración industrial y comercial pone un gran desafío,

teniendo en cuenta que el sitio de regasificación podría estar cerca

de los usuarios potenciales del mismo. Esta situación rara vez ocurre

porque el gas natural licuado se caracteriza por sus peligros de

incendio y explosión, lo cual plantea muchos desafíos de seguridad

a los Jefes de proyecto y los operadores, que deben cumplir con las

Normativas existentes, y que implican que las terminales estén

rodeados de zonas de exclusión para proteger a las comunidades

vecinas en caso de una nube de vapor inflamable. (Dispenza, et al;

pags 3595-3608; 2009; 3)

Algunas aplicaciones y usos industriales de refrigerante a muy baja

temperatura se pueden dar en el sitio de regasificación y utilización

por los usuarios lejanos del mismo en instalaciones de congelación y

para el acondicionamiento de espacios en el sector comercial. (La

Rocca, 2010).

REFERENCIAS


236

Baan, J. d., Krekel, M. H., & McCall, M. M. Offshore Transfer, Re-

Gasification and Salt Dome Storage of LNG. Offshore Technology

Conference (p. 14). Houston, Texas: Offshore Technology

Conference. (2003).

Chimale, N. D., & Acosta, G. F. (n.d.). LNG in Argentina – A

Regasification Plant Feasibility Study. Buenos aires, Argentina.

Dispenza, C., Dispenza, G., La Rocca, V., & Panno, G. Exergy recovery

during LNG regasification: Electric energy production – Part one.

Applied Thermal Engineering , 380-387. (2008); 1.


during LNG regasification: Electric energy production – Part two.

Applied Thermal Engineering , 388-399. (2008); 2.


in regasification facilities – Cold utilization: A modular unit. Applied

Thermal Engineering , 3595-3608. (2009); 3.

EVE, Ente Vasco de la Energia; Plantas de regasificacion de gas

natural licuado (GNL); Tecnologias Avanzadas de gas natural;

octubre de 2001

La Rocca, V. Cold recovery during regasification of LNG part one:

Cold utilization far from the regasification facility. Energy , 2049-

2058. (2010).

Salim, S., Thomas O, O., & Simo O, P. (n.d.). The prospect of using

LNG regasification as a heat sink for seawater desalination.

Singapore.


237

Sonmez, E., Kekre, S., Scheller-Wolf, A., & Secomandi, N. (n.d.).

Model-based Analysis of Liquefied Natural Gas. Pittsburgh, United

States

Tugnoli, A., Paltrinieri, N., Landucci, G., & Cozzani, V. (n.d.). LNG

regasification terminals: comparing the inherent safety performance

of innovative technologies. Italy.

Zednik, J. J., Dunlavy, D. L., & Scott, T. G. Patent No. 6,089,022.

United States. (2000).


238

CAPITULO 12

CASO DE APLICACIÓN: SIMULACIÓN DEL PROCESO DE

LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL DE UN CAMPO DE

PRODUCCIÓN PETROLERA.

12.1 INTRODUCCIÓN

La simulación consiste en evaluar numéricamente el modelo para

condiciones específicas. El simulador de procesos resuelve las

variables desconocidas a partir de las conocidas o parámetros de

diseño deseados.

Ventajas de la simulación:

Reduce el tiempo de diseño de una planta

Permite al diseñador examinar rápidamente varias

configuraciones de planta

Ayuda a mejorar procesos actuales

Responde a las interrogantes en el proceso

Determina condiciones óptimas del proceso

Se debe tener en cuenta que los resultados de la simulación no

son siempre fiables y estos se deben analizar críticamente. Hay que

tener en cuenta que los resultados dependen de:


239

La calidad de los datos de entrada

De que las correlaciones empleadas sean las apropiadas

(escoger adecuadamente el paquete termodinámico)

Elección adecuada del proceso

Entre 1970 y 1990 comenzaron a surgir simuladores de procesos

comerciales.

Las tres empresas que se reparten casi la totalidad del mercado de

la simulación de procesos son Aspen Tech, Honeywell y Simulation

Sciences. Son herramientas básicas en los programas universitarios

de ingeniería química. El sector del petróleo y gas ha sido uno de los

preferidos por las empresas de simulación de procesos.

Existen software de simulación privados (desarrollados por

empresas) y académicos que poseen características de simulación

específicas que pueden superar muchas veces a los paquetes

comerciales. Los modelos forman parte de Know-how privado de la

compañía.

Sobre el simulador:

ASPEN Tech: Sistema avanzado para ingeniería de procesos-

Advanced System for Process Engineering (ASPEN). Desarrollado en

los años 1970s por investigadores del MIT, ahora es comercializado

desde 1980 por una compañía denominada Aspen Tech. ASPEN Plus

tiene la base de datos más amplia entre los simuladores de proceso

comerciales, e incluye comportamientos de iones y de electrolitos;


240

tiene muchos datos de propiedades a varias temperaturas y

presiones. Este software permite simulaciones tanto en estado

estacionario como en estado transitorio. Los variados componentes

que comprende Aspen proveen un enfoque extremadamente

poderoso del modelado en estado estacionario. Sus operaciones y

propiedades permiten modelar una amplia gama de procesos con

confianza.

HYSYS: Es un software para la simulación de plantas petroquímicas

y afines. Incluye herramientas para estimar: Propiedades físicas,

Equilibrios líquido vapor, Balances de materias y energía, Simulación

de muchos equipos de ingeniería química, Simula procesos en

estado estacionario y dinámico.

En el año 2004 HYSYS se integra a ASPEN Tech en su paquete de

modelamiento de procesos bajo el nombre de ASPEN HYSYS. Este

paquete es una herramienta de simulación de procesos muy

poderosa, ha sido específicamente creada teniendo en cuenta lo

siguiente: arquitectura de programa, diseño de interfase,

capacidades ingenieriles, y operación interactiva. Para comprender

el éxito de Aspen HYSYS no se necesita mirar más allá de su fuerte

base termodinámica. Sus paquetes de propiedades llevan a la

presentación de un modelo más realista.

En los últimos anos, este programa ha sido ampliamente usado en

la industria para: Investigación, desarrollo, simulación y diseño.

Aspen HYSYS sirve como plataforma ingenieril para modelar

procesos como: procesamiento de gases, instalaciones criogénicas,

procesos químicos y de refinación, etc. También ha sido utilizado en


241

universidades en cursos introductorios y avanzados, especialmente

en ingeniería química

12.2 DISEÑO DE UNA PLANTA DE TRATAMIENTO Y

ADECUACIÓN DE GAS DE POZO.

El siguiente proyecto busca simular el proceso de adecuación de

gas de pozo para separación de sus componentes de valor agregado

importante y obtener gas natural licuado como alternativa

energética en diferentes sectores económicos.

En la implementación del proyecto se tendrán en cuenta los

siguientes puntos:

• Plan para realizar el fraccionamiento, separación y

refinación de productos de mayor valor agregado derivados

del gas natural.

• Comercialización y posicionamiento en el mercado con un

mayor valor con respecto al gas natural de venta.

• Implica una mayor inversión en las etapas de pre

tratamiento para obtener productos que cumplan

especificaciones internacionales pero permite posicionarlos

en un mercado al mismo nivel.

• Innovación tecnológica licuando el gas para su venta sin la

necesidad de construir nuevos gasoductos resolviendo así el

problema a nivel nacional en el suministro de este recurso a

sectores como el industrial y automotriz.


242

12.2.1 IMPLEMENTACIÓN

El proceso de adecuación se plantea teniendo en cuenta la

composición inicial del gas de pozo de un campo X. La composición

de este gas se encuentra en la tabla 12.1.

Tabla 12.1 Composición del gas de pozo del campo X

Composiciones Gas Campo X

Compuesto Fracción Molar

Methane 0.9163

Ethane 0.0039

Propane 0.0003

i-Butane 0.0003

n-Butane 0.0001

i-Pentane 0.0000

n-Pentane 0.0000

n-Hexane 0.0000

Nitrogen 0.0037

CO2 0.0754

H2O 0.0000

H2S 0.0000

TOTAL 1.0000

Se busca que el gas después de la adecuación tenga la

composición comercial del gas natural, la cual se muestra en la tabla

12.2.


243

Tabla 12.2. Composición del gas natural

Compuesto Concentraciones (% mol)

Mínima Máxima Promedio

Metano 74 98 86

Etano 0.25 12.5 6.375

Propano 0.02 5.4 2.71

i-Butano 0 1.5 0.75

n-Butano 0 1.5 0.75

i-Pentano 0 0.6 0.3

n-Pentano 0 0.4 0.2

Hexano+ 0 0.4 0.2

CO2 0 5.5 2.75

O2 0 0.5 0.25 Fuente: Ecopetrol

El proceso de adecuación que se plantea para este caso se

representa en el diagrama de bloques de la figura 12.1.

Figura 12.1 Esquema del proceso

Estas etapas utilizadas en el proceso garantizan que el gas natural

que se obtiene, tendrá la composición requerida y está a las

condiciones de almacenamiento adecuadas.


244

Para el diseño de planta de tratamiento y adecuación de gas de

pozo se utilizó ASPEN HYSYS v. 7.2

A continuación se describen los procesos simulados, describiendo

las condiciones y componentes utilizados. La figura 12.2, muestra

las etapas utilizadas en la simulación del proceso:

Figura 12.2 Vista global de los procesos en el simulador.

La figura 12.2, presenta el sistema principal de la simulación. Los

diferentes cuadros son subsistemas en los cuales se encuentran los

diferentes equipos y corrientes de proceso los cuales se describen

en detalle a continuación.

12.2.2 Saturación

Ya que el gas que se encuentra en los pozos está saturado de H2O,

se debe adecuar la corriente de entrada al proceso saturándola para

simular las condiciones reales del gas (Figura 12.3).


245

Figura 12.3 Diagrama del proceso de Saturación

12.2.3 Proceso de endulzamiento

La principal razón de realizar el endulzamiento de un gas natural,

es la eliminación de los gases ácidos (CO2 y H2S), los cuales pueden

reaccionar con el agua lo cual ocasiona corrosión en las tuberías y

equipos, por lo anterior, se desarrolló la eliminación de estos gases

con aminas siendo utilizada la DEA (Ikoku, C.,1992; Martínez, M.,

1995; Campbell, J., 1979) que es una amina secundaria cuya fórmula

química es HN (CH2CH2OH)2, con un peso molecular de 105,14

Unidades de Masa Atómica (UMA).

La DEA tiene su mayor aplicabilidad en el tratamiento de gas de

refinerías, en los cuales pueden existir compuestos sulfurosos que

pueden degradar otras aminas como la MEA. Otra razón de utilizar

la DEA es que se usa para endulzar gases con concentraciones

molares menores 10%, además es eficiente a presiones de

operación de 500 psig o más altas. Los procesos con DEA han sido

diseñados para operar con concentraciones porcentuales de

solución entre 20 y 35 %p/p, incluso a esta concentración la DEA no


246

es corrosiva, por lo que se puede trabajar sin ningún temor de que

la solución vaya a aumentar el proceso de corrosión. Debido a esto

se empleó DEA en la simulación la cual se realizó con la ayuda del

paquete de aminas de HYSYS estando este limitado a un rango de

temperatura por lo cual se puso una temperatura de 99 °F por

medio de lo cual se obtuvo un gas libre de H2S y muy poco CO2

como se presenta en la tabla 12.3.

Tabla 12.3 Propiedades del gas tratado con DEA

PROPIEDAD UNIDAD VALOR

Temperatura F 99,59

Presión psia 995

Flujo Molar Lbmol/hr 2664

Fracción Volumétrica de H2S 0

Fracción volumétrica de CO2 0,0003

La DEA se recupera por destilación en una columna de 18 platos la

cual opera a una presión entre 27 y 31 psia, lo cual permite la

eliminación de los gases absorbidos, los cuales son enviados a una

tea debido principalmente a su poca cantidad; en el caso específico

del ácido sulfhídrico, donde la cantidad removida es muy baja y no

amerita un proceso de recuperación del azufre por lo cual todo el

producto gaseoso se quema.

A continuación se presenta el diagrama de flujo de la planta de

endulzamiento (Figura 12.4):


247

Figura 12.4 Diagrama de la Planta de Endulzamiento

Los equipos utilizados son:

Torre de contacto gas-DEA

Válvula de expansión salida DEA rico

Scrubber salida de líquido

Preenfriamiento sistema de recuperación

Torre de recuperación de DEA (condensador y rehervidor)

Bomba de recirculación de DEA

Entrada make up DEA

Preenfriamiento entrada DEA a torre

Bomba de suministro DEA (torre de contacto)


248

12.2.4 Planta de Deshidratación

Generalmente el gas de pozo viene con vapor de agua en una

proporción tal que el gas está saturado, la importancia de la planta

de deshidratación radica en evitar en los siguientes procesos la

formación de hidratos, los cuales se pueden dar en la planta de

recuperación de hidrocarburos, en esta se requieren corrientes de

proceso a temperaturas muy bajas lo cual se logra generalmente

por medio de trenes de refrigeración con propano; también en

evitar la corrosión.

En la tabla 12.4, se presentan los glicoles más usados a nivel

industrial.

Tabla 12.4 Glicoles de Mayor uso a nivel Industrial

Se toma el TEG como el agente deshidratante, principalmente

porque es el más recomendado para la deshidratación del gas, otro


249

punto a favor de este glicol es su alta estabilidad a las temperaturas

de operación y presión del proceso.

La simulación de la planta de deshidratación se realizó con el

paquete de glicoles que tiene HYSYS, con el fin de poder modelar el

proceso de absorción y el equilibrio en el contactor y en la torre

regeneradora. Las condiciones de operación de la torre de

absorción se presentan en la tabla 12.5.

Tabla 12.5 Condiciones de Operación Torre de Absorción de la Planta de

Deshidratación

VARIABLES DE OPERACIÓN UNIDAD VALOR

Número de etapas - 8

Temperatura °F 110 - 112

Presión psia 991 - 993

En esta torre se absorbe el 96% del agua que viene, con lo cual se

opera a la temperatura de rocío en donde se evita la formación de

hidratos en los procesos posteriores a los que sea sometido el gas.

En la tabla 12.6, se presenta las propiedades del gas deshidratado.

Tabla 12.6. Propiedades del Gas Tratado con TEG


Temperatura F 281.6

Presión psia 985.9


Fracción másica de H2O 0.0001

La torre regeneradora del glicol tiene solamente una etapa y

opera a presión atmosférica con una temperaturas de cima de

215°F y una temperatura de fondos de 401°F como lo menciona la


250

literatura (Kidnay, J., 2006); en esta torre se obtiene todo el glicol

por fondos el cual es recirculado a la torre de absorción (la planta de

deshidratación se observa en la figura 12.5).

Figura 12.5 Diagrama de la Planta de Deshidratación

Los equipos utilizados son:

Torre de contacto gas-TEG

Válvula de expansión salida TEG rico


Torre de recuperación de TEG (condensador y rehervidor)

Bomba de recirculación de TEG

Entrada make up TEG


251

Preenfriamiento entrada TEG a torre

Bomba de suministro TEG (torre de contacto)

Make up de TEG

Preenfriamiento entrada TEG a torre deshidratadora

12.2.5 Planta de recuperación de hidrocarburos

Como se mencionó anteriormente el gas, después de ser

deshidratado se envía a una tren de enfriamiento con propano

hasta una temperatura 15,10 °F donde se obtiene una fracción de

condensados compuesto principalmente por metano, butano,

etano, propano y C5+ , y luego se continua con enfriamiento

progresivo hasta recuperar todos los hidrocarburos desde etano

hasta los C5+, los enfriamientos por debajo de -60°F se llevan a cabo

con una mezcla mayoritaria de etano–propano, lo cual nos da

temperaturas inferiores a -80 °F permitiendo de esta manera

eliminar todos los compuestos pesados desde el propano hasta los

C5+. Para la eliminación del etano y el nitrógeno se requiere de bajas

temperaturas y por lo tanto un equipo que llegue a temperaturas

inferiores a – 145°F lo cual se logra por medio de un intercambiador

de múltiples corrientes, el cual se representa por medio de una

serie de cooler (enfriadores) por medio de los cuales se llega a la

temperatura requerida.

Al final de dicho proceso se recuperan todos los hidrocarburos los

cuales pasan a un proceso en el cual se obtiene LNG y gasolina

natural este proceso se representa por un spliter el cual simula la

planta de separación, porque en sí, esta planta está conformada por


252

una seria de torres de destilación donde se separan los compuestos

más livianos para usos posteriores, como el etano, propano y el

butano; hay que decir que se pierde en esta corriente una cantidad

pequeña pero significativa de metano la que no se recupera

principalmente por lo difícil que es la separación al estar en menor

proporción con relación a los otros compuestos.

Finalmente después de pasar por los procesos de eliminación de

hidrocarburos, el gas cumple con las especificaciones de venta

según lo exige la CREG, como se presenta en la tabla 12.7:

Tabla 12.7 Propiedades del Gas de Venta


Temperatura F 120

Presión psia 1286


Poder calorífico BTU/lb 227800

Fracción en volumen Metano 0.9762

Fracción en volumen de nitrógeno 0.0145

Fracción en volumen CO2 0.0001

A continuación se presenta la sección de refrigeración con una

mezcla de propano/etano (40%/60%) del gas simulado en HYSYS,

figuras 12.6a y 12.6b.


253

Figura 12.6a Diagrama general de la planta de refrigeración con propano.

Figura 12.6b Diagrama en dos secciones de la Planta de Refrigeración con

Propano.


254

Los equipos utilizados por cada ciclo son:

Intercambiador

Válvula de expansión en el ciclo

Compresor

Sistema enfriamiento

Adicional se requiere:

Válvula de expansión del gas enfriado

Separador de fases

En la figura 12.7, se presenta la sección recuperadora de

hidrocarburos en la cual se retira la mayoría del etano y los demás

componentes pesados.

Figura 12.7 Diagrama de la Planta de Recuperación de hidrocarburos


255

Finalmente se destaca del proceso de recuperación de

hidrocarburos, la sección de la operación de obtención de GLP y

gasolina, componentes que tienen valor comercial importante para

viabilizar el proyecto de licuefacción del gas natural (Figura 12.8).

Figura 12.8 Diagrama de la Planta de Recuperación de GLP y gasolina

Para esta sección los equipos utilizados son:

Torre 1 de destilación livianos (con rehervidor)


Válvula de expansión salida GN

Torre 2 de destilación livianos (condensador y rehervidor)


256

Bomba

Torre 3 de destilación livianos (condensador y rehervidor)

Válvula de expansión salida de pesados

Torre 4 de destilación (condensador y rehervidor)

Los resultados de la simulación se presentan en las tablas 12.8 y

12.9, donde se describen las principales condiciones como flujo

molar, flujo másico, temperatura, presión, composición de las

corrientes principales del proceso.


257

Tabla 12.8 Condiciones de las corrientes principales de proceso

Materiales de los procesos

Parámetros Gas

Campo X Gas

saturado Gas

Dulce Gas

Deshidratado Gas

Enfriado Gas

Natural GLP Gasolina

Fracción de Vapor 1 1 0.9998 1 0.4833 1 0 0

Temper F 99.16 97.52 128.4 287.2 -150.5 59 109.9 204.3

Presión psia 1044 1044 1034 1019 334.3 232.1 84.7 94.7

Flujo Molar lbmol/

hr 4276 4279 4140 4120 4119 4117 1.613 0.1806

Flujo masa lb/hr 7.81E+04 7.82E+04 7.20E+04 7.16E+04 7.15E+04 7.14E+04 92.22 13.03

Flujo volumen líquido

barrel/day

1.57E+04 1.57E+04 1.52E+04 1.51E+04 1.51E+04 1.51E+04 11.18 1.431

Flujo calor Btu/hr 2.37E+07 2.37E+07 2.42E+07 -1.50E+08 -1.72E+08 -1.58E+08 -1.02E+05 -1.30E+04

Fuente: Los Autores, 2010.


258

Tabla 12.9 Composiciones de las corrientes principales del proceso

Composiciones

Composición Fracción molar

Gas Saturado Gas Dulce Gas Deshidratado Gas Enfriado Gas Natural GLP Gasolina

Metano 0.9156 0.9453 0.9484 0.9487 0.9491 0.0000 0.0000

Etano 0.0039 0.0040 0.0040 0.0040 0.0040 0.0000 0.0000

Propano 0.0003 0.0003 0.0003 0.0003 0.0003 0.0689 0.0000

i-Butano 0.0003 0.0003 0.0003 0.0003 0.0000 0.6482 0.0001

n-Butano 0.0001 0.0001 0.0001 0.0001 0.0000 0.2818 0.0009

i-Pentano 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0010 0.9990

n-Pentano 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000

n-Hexano 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000

Nitrógeno 0.0037 0.0038 0.0038 0.0038 0.0038 0.0000 0.0000

CO2 0.0753 0.0433 0.0428 0.0427 0.0427 0.0000 0.0000

H2O 0.0008 0.0029 0.0002 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000

H2S 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000

DEA 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000

TEG 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000

Fuente: Los Autores, 2010

259

REFERENCIAS

IKOKU C.U., “Natural gas production engineering”.1992 1a edición, 30-45. Krieger Publishing Company, Malabar, Florida, USA.

MARTÍNEZ, M. 1995. Endulzamiento del Gas Natural. Ingenieros Consultores, S.R.L. Maracaibo (Estado Zulia), Venezuela.

CAMPBELL J.M. ”Gas Conditioning and Processing”.1979 3a Edición., 2, 222-227

KIDNAY J.A., PARRISH R.W. Fundamentals of Natural Gas Processing. 2006. Capitulo 6 “Gas Dehydration”

Hyprotech. HYSYS.Process Documentación Suite (1998). Calgary: Hyprotech.

Henao, C., Vélez, J. Manual del laboratorio diseño de procesos químicos - Uso del paquete de simulación HYSYS.Process. UPB. Medellín, 2002.

Licuefaccin de Gas Natural

Documents

Transcript of Licuefaccin de Gas Natural