View
491
Download
8
Category
Preview:
Citation preview
U N I V E R S I D A D D E A Q U I N O B O L I V I A
FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLÓGIA
Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo
P R O Y E C T O D E G R A D O
DISEÑO DE UN SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CO2 EN LA PLANTA DE
GAS SANTA ROSA Y SU RE-INYECCIÓN EN EL
CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA
MODALIDAD: Proyecto de Grado
POSTULANTE: Wilfredo Ramos Ochoa
TUTOR : Ing. Carlos Rojas
Santa Cruz – Bolivia
2012
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
ii
AGRADECIMIENTOS
Gracias a Dios por todo.
A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un
Buen camino y aunque es una forma mínima de agradecer
Por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero que sepan
Que todos mis logros son sus logros. Gracias a mi madre CELIA ADELA OCHOA
por el apoyo incondicional que me brindo durante todos
Mis estudios y aun en los momentos difíciles que supo cómo motivarme
Para seguir adelante.
A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr Este objetivo, gracias a todos
mis compañeros de trabajo por el apoyo en el tema y amigos.
A una persona que fue muy especial para mí ella
Me escucho, me aconsejo y también me apoyo moralmente
Muchas veces. La confianza que ella me trasmitió me
Ayudo muchísimo. Ella estuvo conmigo desde que inicie
Este trabajo. Gracias Gabriela Mejía V. (Q.E.P.D.)
A la Universidad UDABOL y en
Especial a la Facultad de Ingeniería por la oportunidad
De estudiar la Carrera de Ingeniería en Petróleo y Gas.
A todos y cada uno de los profesores que me Impartieron su cátedra, en gran
parte es por ellos que Adquirí los conocimientos.
A mi tutor de Proyecto, Ing. Carlos Rojas, quien mostró
Mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del
Presente trabajo y en especial por los consejos.
A los ingenieros que tomaron parte del jurado, para
Realizar mi examen profesional, por su tiempo en la revisión de este trabajo.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
iii
INDICE
Contenido Página
Agradecimientos ..................................................................................................................... ii
Índice de Figuras .................................................................................................................. vii
Índice de Tablas ..................................................................................................................... ix
Nomenclaturas ....................................................................................................................... xi
Resumen ejecutivo ............................................................................................................. xvii
1.1 Antecedentes ......................................................................................................... 19
1.2 Delimitación ............................................................................................................ 20
1.2.1 Límite Geográfico ........................................................................................... 20
1.2.2 Límite temporal ............................................................................................... 20
1.2.3 Límite Sustantivo ............................................................................................ 21
1.3 Identificación del problema .................................................................................... 21
1.4 Formulación del Problema ..................................................................................... 22
1.5 Sistematización del Problema ............................................................................... 22
1.6 Objetivos ................................................................................................................ 23
1.6.1 Objetivo General .................................................................................................................. 23
1.6.2 Objetivos Específicos .......................................................................................................... 23
1.7 Justificación ............................................................................................................ 24
1.7.1 Justificación Económica ...................................................................................................... 24
1.7.2 Justificación Social .............................................................................................................. 24
1.7.3 Justificación Ambiental ........................................................................................................ 24
1.7.4 Justificación Personal .......................................................................................................... 25
1.8 Metodología ............................................................................................................ 25
1.8.1 Tipo de Estudio .................................................................................................................... 25
1.8.2 Método de Investigación ..................................................................................................... 25
1.8.3 Fuentes de Información ...................................................................................................... 26
1.8.4 Técnica para la recolección y tratamiento de Información ............................................ 26
2.1 MARCO CONCEPTUAL ........................................................................................ 28
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
iv
2.2 Gas natural ............................................................................................................. 28
2.2.1 Principales componentes del gas natural ........................................................................ 29
2.2.2 Procesamiento del gas natural .......................................................................................... 29
2.3 Tecnología de captura de CO2 .............................................................................. 32
2.3.1 Captura en pre-combustión ................................................................................................ 33
2.3.2 Captura en pos-combustión ............................................................................................... 33
2.3.3 Captura en oxi-combustión................................................................................................. 42
2.3.4 Estudio comparativo de tecnologías ................................................................................. 43
2.4 Método de captura de CO2 aplicado al proyecto ................................................... 45
2.4.1 Proceso de endulzamiento del gas ................................................................................... 45
2.5 Condiciones de operación del flujo de gas ............................................................ 47
2.5.1 Temperatura ......................................................................................................................... 48
2.5.2 Presión .................................................................................................................................. 48
2.6 Descripción del proceso ......................................................................................... 48
2.6.1 Filtro coalescence ................................................................................................................ 48
2.6.2 Torre contactora de amina ................................................................................................ 49
2.6.3 Sistema de regeneración de amina .................................................................................. 49
2.6.3.1 Tanque de expansión de amina ........................................................................................ 50
2.6.3.2 Intercambiador amina pobre/rica ....................................................................................... 50
2.6.3.3 Torre regeneradora de amina ............................................................................................ 50
2.7 Inyección de dióxido de carbono ........................................................................... 52
2.8 Compresor .............................................................................................................. 53
2.8.1 La capacidad de un compresor ......................................................................................... 54
2.8.2 Compresores centrífugos ................................................................................................... 54
2.8.3 Compresores reciprocantes ............................................................................................... 56
2.8.4 Compresores rotatorios ...................................................................................................... 56
2.9 Aero-enfriador ........................................................................................................ 57
2.10 Medidores de flujo .................................................................................................. 57
2.10.1 Condiciones del flujo de gas para la medición ................................................................ 58
2.10.2 Placa de orificio .................................................................................................................... 58
2.10.3 Selección de los medidores ............................................................................................... 58
2.11 Diseño de ducto para el transporte de CO2 ........................................................... 59
2.11.1 Bases de usuario ................................................................................................................. 59
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
v
2.11.2 Presión interna ..................................................................................................................... 60
2.11.3 Clasificación por clase de localización ............................................................................. 60
2.11.4 Temperatura y presión de diseño del ducto de transporte de CO2 .............................. 60
2.11.5 Temperatura de diseño ....................................................................................................... 62
2.11.6 Presión de diseño de equipos y de transporte de gas ................................................... 63
2.12 MARCO TEÓRICO REFERENCIAL ...................................................................... 64
2.12.1 Normas internacionales ...................................................................................................... 64
2.13 MARCO TEÓRICO JURÍDICO .............................................................................. 66
2.13.1 Legislación Boliviana ........................................................................................................... 66
3. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 69
3.1 Áreas con potencial hidrocarburos ........................................................................ 69
3.1.1 Yacimientos susceptible a la aplicación de recuperación EOR .................................... 69
3.1.2 Cronología del campo Humberto Suarez Roca (HSR) .................................................. 71
3.1.3 Selección del pozo inyector y productores ...................................................................... 73
3.1.4 Reserva remanente de petróleo en el bloque 146 (Vres) ................................................ 75
3.2 Determinación de los parámetros de operación .................................................... 76
3.2.1 Caudal de inyección de CO2 al pozo inyector HSR-10 .................................................. 76
3.2.2 Calculo de la presión de formación ................................................................................... 77
3.2.3 Presión hidrostática CO2 ..................................................................................................... 77
3.2.4 Presión de inyección de CO2 ............................................................................................. 78
3.2.5 Presión requerida en cabeza del pozo ............................................................................. 79
3.2.6 Determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP) ........................................ 79
3.2.7 Técnicas Propuestas de Transporte de CO2 ................................................................... 79
3.2.8 Transporte Continuo de CO2 .............................................................................................. 80
3.3 Diseño del sistema de compresión de CO2 a la salida del acumulador de reflujo 91
3.3.1 Cromatografía del gas que se ventea a la atmósfera .................................................... 91
3.3.2 Datos requeridos para los cálculos de los parámetros del compresor. ....................... 93
3.3.3 Diseño de compresor con un etapa .................................................................................. 94
3.3.4 Diseño de compresor con tres etapas .............................................................................. 94
3.4 Diseño del sistema de Aero-enfriador en la inter etapa del compresor ................ 98
3.4.1 Parámetros operativos del aeroenfriador ......................................................................... 98
3.4.2 Parámetros de diseño del aeroenfriador .......................................................................... 98
3.4.3 Cálculo de la potencia requerida para la compresión. ................................................. 107
4.1 ANÁLISIS DE COSTO ......................................................................................... 118
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
vi
4.1.1 Los criterios subjetivos ...................................................................................................... 118
4.1.2 Los criterios Objetivos ....................................................................................................... 118
4.1.3 Parámetros de evaluación de proyectos ........................................................................ 119
4.2 Evaluación económica del proyecto .................................................................... 120
4.3 Ingresos por la venta de petróleo estimado a recuperar .................................... 121
4.4 Pago de Impuesto y Regalías Departamentales ................................................. 125
4.5 Gastos de operación y mantenimiento ................................................................ 126
4.6 Inversión ............................................................................................................... 126
4.7 Utilidad general .................................................................................................... 129
4.8 Flujo de caja ......................................................................................................... 129
5.1 Conclusiones ........................................................................................................ 131
5.2 Recomendaciones ............................................................................................... 133
Anexos 1 “Trabajos operativos realizarse” ......................................................................... 134
Anexos 2 “Diseño de pozo inyector y transporte de CO2 ” ................................................ 140
Anexos 3 “Compresor Reciprocante” ................................................................................. 151
Anexos 4 “Aeroenfriador GPSA” ........................................................................................ 156
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Detalle de proceso de absorción química ............................................................ 35
Figura 2: Esquemas de funcionamiento de la tecnología calcinación/carbonatación ....... 36
Figura 3: Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física ................................. 37
Figura 4: Esquema de funcionamiento del sistema de membranas ................................... 38
Figura 5: Esquema básico de la destilación criogénica ....................................................... 41
Figura 6: Gráfica de Requerimientos de P y T para Destilación Criogénica ....................... 41
Figura 7: Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión ........................................ 42
Figura 8: Proceso de endulzamiento de gas ....................................................................... 45
Figura 9: Diagrama de elementos principales en la recuperación de CO2 ......................... 53
Figura 10: Diagrama final para la captura e inyección de CO2 al Pozo HSR-10 ................ 68
Figura 11: Diagrama de presión y Temperatura-Dióxido de Carbono ................................ 81
Figura 12: Esquema del sistema de compresión del CO2 ................................................... 98
Figura 13: Diagrama final para la captura e inyección de CO2 al Pozo HSR-10 .............. 116
Figura 14: Introducción de datos al software Prophet ....................................................... 121
Figura 15: Introducción de datos al software Prophet ....................................................... 122
Figura 16: Introducción de datos al software Prophet ....................................................... 123
Figura 17: Introducción de datos al software Prophet ....................................................... 124
Figura 18: Campo Humberto Suarez Roca ........................................................................ 141
Figura 19: Campo HSR mapa estructural tope arena Sara ............................................... 142
Figura 20: Cabezal de Pozo HSR-10 (Pozo Inyector) ...................................................... 144
Figura 21: Estado Sub-Superficial del pozo Inyector HSR-10 ........................................... 145
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
viii
Figura 22: Temperature/bubble-point pressure of CO2 MMP Correlation (Yellin and
Metcalfe) ............................................................................................................................ 146
Figura 23: Compressibility factors for CO2 ........................................................................ 147
Figura 24: Clase de localidad para diseño y construcción (B31,8) .................................. 148
Figura 25: Variación de viscosidad con temperatura ......................................................... 149
Figura 26: Compressibility factor for lean, sweet natural gas. .......................................... 154
Figura 27: Compressibility factors for natural at near atmosferic pressure.(Courtesy of
GPSA) .............................................................................................................................. 155
Figura 28: Corrección del factor de LMTD ......................................................................... 158
Figura 29: Fintube Data for 1-in.OD Tubes ........................................................................ 158
Figura 30: Characteristics of tubing .................................................................................... 159
Figura 31: Viscosity of Miscellaneous Gases-One Atmosphere ........................................ 160
Figura 33: Friction factor for fluids flowing inside tubes ..................................................... 161
Figura 34: Pressure drop for fluids flowing inside tubes .................................................... 162
Figura 35: Correction factor for fluid viscosity within the tubes ......................................... 163
Figura 36: Physical property factor for hydrocarbon liquids .............................................. 164
Figura 37: J Factor correlation to calculate inside film coefficient, ht ................................ 165
Figura 38: Air film coefficient .............................................................................................. 166
Figura 39: Air-density ratio chart ........................................................................................ 166
Figura 40: Air static-pressure drop ..................................................................................... 167
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
ix
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Componentes del gas natural ................................................................................ 29
Tabla 2: Solventes utilizados en el proceso ......................................................................... 34
Tabla 3: Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización ...................................... 43
Tabla 4: Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO2 ............................... 44
Tabla 5: Tipos de Aminas .................................................................................................... 47
Tabla 6: Campos aptos para la recuperación de EOR ........................................................ 70
Tabla 7: Propiedades Petrofísicas ....................................................................................... 71
Tabla 8: Reservas de petróleo Sara (sin Casquete de Gas) .............................................. 72
Tabla 9: Coordenadas y profundidad de los pozos productores y pozo inyector ............... 73
Tabla 10: Reserva bloque 146 ............................................................................................. 75
Tabla 11: Propiedades físicas de dióxido de carbono ......................................................... 81
Tabla 12: Resumen de diámetros obtenidos con las diferentes ecuaciones nombradas ... 86
Tabla 13: Estándares de materiales ..................................................................................... 88
Tabla 14: Tensiones admisibles para uso de referencia en sistemas de tubería ............... 89
Tabla 15: Composición del gas y con sus parámetros del GPSA ....................................... 91
Tabla 16: Composición del gas y su poder calorífico .......................................................... 92
Tabla 17: Composición del gas, presión crítica y temperatura crítica ................................. 93
Tabla 18: Resumen del sistema de compresión de dos etapas .......................................... 98
Tabla 19: Resultados de parámetros de compresor de tres etapas con aeroenfriador .... 115
Tabla 20: Producción de petróleo en 9 años ..................................................................... 124
Tabla 21: Precio del barril de petróleo ............................................................................... 125
Tabla 22: Ingreso por venta de petróleo (27.11 $/bbl) ...................................................... 125
Tabla 23: Pago de Impuestos (27.11 $/bbl) ...................................................................... 126
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
x
Tabla 24: Gastos de mantenimiento y operación (27.11 $/bbl) ........................................ 126
Tabla 25: Costo de compresor y aeroenfriador ................................................................. 127
Tabla 26: Planilla de costo de montaje de Compresor e Aeroenfriador ............................ 127
Tabla 27: Costo de la línea y montaje ................................................................................ 128
Tabla 28: Planilla de costo de montaje de la línea de 3” .................................................. 128
Tabla 29: Utilidad general (27.11 $/bbl) ............................................................................ 129
Tabla 30: Flujo de ingresos e egresos (27.11$/bbl) ......................................................... 129
Tabla 31: Factor Básico de Diseño “F” (B31,8) ................................................................ 150
Tabla 32: Factor de junta longitudinal (B31,8) .................................................................. 150
Tabla 33: Factor de Disminución de Temp. "T" para tubería de acero (B31, 8) .............. 150
Tabla 34: Propiedades físicas de componentes ................................................................ 152
Tabla 35: Capacidad molar de componentes .................................................................... 153
Tabla 36: Relación del valor específico ............................................................................. 154
Tabla 37: Coeficiente de transferencia global .................................................................... 157
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
xi
NOMENCLATURAS
SÍMBOLO PARÁMETRO
GEI = Gases de efecto invernadero
CO2 = Dióxido de carbono
MMSCFD = Millones de pies cúbicos normales
AH = Sulfuro de hidrogeno
EOR = Recuperación de mejorada de petróleo
H2S = Sulfuro de Hidrogeno
GPSA = Gas Processors Suppliers Association
PCN = Pies cúbicos normales
GPM = Galones por minuto
N2 = Nitrógeno
CaO = Oxido de calcio
CaCO3 = Acido carbónico
ºC = Grados centígrados
ºF = Grados Fahrenheit (ºF)
H2 = Hidrógeno
SO2 = Anhídrido sulfuroso
Kpa = Kilopascales
NOMENCLATURA POZO DE INYECTOR Y DISEÑO DEL DUCTO
API = Instituto Americano del Petróleo
Msnm = Metros sobre el nivel del mar
Km = Kilómetro
SW = Saturación del agua
Bo = Factor de volumen
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
xii
Mbbp = Metros bajo boca de pozo
OOIS = Petróleo original insitu
Qco2 = Caudal de dióxido de carbono
TD = Temperatura en profundidad (ºF)
TM = Temperatura ambiente (ºF)
D = Profundidad (Pies)
ά = Gradiente geométrico
Pyac = presión de yacimiento (Psi)
MCO2 = Peso molecular del CO2
CO2 = Densidad del dióxido de carbono
PH = Presión hidrostática (Psi)
Piny = Presión de inyección (Psi)
Pres = Presión de reservorio (Psi)
Pcab = Presión en cabeza del pozo (Psi)
MMP = Mínima miscibilidad de presión (Psi)
MPa = Megapascales
Z = Factor de compresibilidad
Q = caudal de gas (PCD)
E = Eficiencia de la tubería (ADM)
Tb = Temperatura base (ºR)
Pb = Presión base (Psia)
P1 = Presión de salida (Psia)
P2 = Presión de llega (Psia)
G = Gravedad especifica del gas
Tf = Temperatura promedio de flujo (ºR)
Le = Longitud equivalente de la tubería (millas)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
xiii
HP = Brake Horsepower
t = Espesor nominal (Pulgada)
P = Presión de diseño (Psi)
SYMS = Esfuerzo mínimo de cedencia del material (Psia)
d = Diámetro exterior de la tubería (Pulgadas)
F = Factor de ajuste que depende de la clase de localización
E = Factor de junta longitudinal (Adm)
PMO = Presión máxima de operación (Psi)
NOMENCLATURA DE DISEÑO DEL COMPRESOR
SG = Gravedad especifica del CO2 (Adm)
K = Relación de los valores específicos (Adm)
Pc = Presión critica (Psi)
Tc = Temperatura critica (ºF)
Vmax = Volumen de máximo en (MMSCFD)
R = Relación de compresión (Adm)
Pd = Presión de descarga (Psia)
PS = Presión de succión (Psia)
Ts = Temperatura de succión (ºF)
Td = Temperatura de descarga (ºF)
Pd1 = Presión de descarga primera etapa (Psia)
R1 = Relación de compresión primera etapa (Adm)
P = Caída de presión (Psia)
PS2 = Presión de succión segunda etapa (Psia)
R2 = Relación de compresión segunda etapa (Adm)
PS2 = Presión de succión segunda etapa (Psia)
Pd2 = Presión de descarga segunda etapa (Psia)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
xiv
Td1 = Temperatura de descarga primera etapa
Td2 = Temperatura de descarga segunda etapa
ZS1 = Factor de compresibilidad a presión y temperatura de succión
Zd1 = Factor de compresibilidad a presión y temperatura de
descarga
Zo = Factor de compresibilidad a presión y temp. De 14,7 Psig
60ºF
PRs = presión reducida de succión
TRs = Temperatura reducida de succión
1RdP = Temperatura reducida de descarga primera etapa
1RdT = Temperatura reducida de descarga primera etapa
RoP = Presión reducida a 14,7 y 60 ºF
Z´ = Factor de compresibilidad a 14,4 y Ts
Ts2 = Temperatura de succión segunda etapa
Z´´ = Factor de compresibilidad a 14,4 y Ts2
Ux = Aproximación del coeficiente de transferencia global de calor
ta = Aproximación del incremento de temperatura del aire
1t = Temperatura ambiente del lugar (ºF)
1T = Temperatura del fluido aguas arriba del aeroenfriador (ºF)
2T = Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador (ºF)
LMTD = Diferencia de temperatura media logarítmica
CMTD = Corrección de diferencia de temperatura media
4f = Factor de corrección
gasW = Flujo másico del gas (Lb/hr)
1Q = Caudal del CO2 (MMPCD)
1V = Volumen específico (m3/s)
1Zd = Factor de compresibilidad de entrada
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
xv
M = Peso molecular
1P = Presión de entrada (Kpa)
Ax = Superficie requerida (ft2 )
Fa = Cálculo de la cara del área (ft2 )
APSF = Área externa para la cantidad de Haz de tubos (ft2/ft)
Width = Unidad de ancho en función a la longitud del tubo asumida (Ft)
L = Longitud de tubo (ft)
Nt = Número de tubos necesario
Nr = Número de Reynolds
Gt = Velocidad másica en los tubos (sec
2
ftft
)
Di = Diámetro interno
= Viscosidad del gas
APf = Pérdida de carga en los tubos
f = Coeficiente de fricción de moody
Np = Número de pasos de tubos (adm)
= Factor de corrección de viscosidad
B = Factor de corrección
ht = Coeficiente de traspaso superficial de calor ( Fº /2
fthrBTU )
Wa = Cantidad de aire ( hrLb /
Ga = Velocidad de aire ( h.Lb/ ft2 )
ha = Coeficiente de traspaso de calor del aire ( ft2
F.ºBTU/hr )
anfan area/f = Área del ventilador ( /fanft2
)
diametrofan = Diámetro requerido del ventilador ( ft )
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
xvi
avgTa, = Temperatura promedio del aire ( Fº )
Pa = Estático de caída de presión del aire
Fp = Factor de caída de presión del aire
N = Número de filas de tubos
RD = Relación de la densidad real del aire
ACFM = Volumen real del aire ( mft /3
)
Pf = Presión total del ventilador ( of waterinches )
areasurfaceExtended = Superficie extendida ( ft2)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
xvii
RESUMEN EJECUTIVO
El Dióxido de Carbono (CO2) es un gas inerte, presente en los yacimientos de
hidrocarburos, a veces de manera considerable, por lo cual, se debe hacer un
tratamiento de recuperación del mismo en las plantas de tratamiento de gas, a
causa de sus propiedades de contaminación atmosférica, corrosión, perjuicio a la
salud o también, está presente en cantidades no significativas, por lo que no es
necesario separarlo de la corriente de gas.
La corriente de gas del campo Santa Rosa contiene CO2 en más del 10% y es
separado en la unidad de recuperación en una planta de proceso. Una vez
separado de la corriente el gas es venteado a la atmósfera a un caudal de
4,2 millones de pies cúbicos por día aproximadamente, al no existir un sistema de
utilización de CO2.
Se propone el diseño de un sistema de recuperación de CO2, para eliminar la
contaminación ambiental provocada y su aprovechamiento como método de
Recuperación mejorada.
Se realizó el análisis de ingeniería básica para determinar los equipos necesarios
para el sistema de recuperación de CO2 y su transporte hasta el pozo inyector,
además de un análisis de costos para determinar la rentabilidad del proyecto.
Al poner en operación el sistema, la compañía u operadora podría convertirse en
la primera de la industria de hidrocarburos del país en implantar un sistema de re-
inyección de CO2, cumpliendo el principal objetivo de minimizar la emisión de este
contaminante atmosférico.
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
19
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN
1.1 Antecedentes
En la actualidad existen más de 70 países productores de gas natural que utilizan
este insumo para su desarrollo industrial logrando una mayor competitividad
debido a las muchas ventajas que el gas natural ofrece. El gas natural como es
extraído de los yacimientos, contiene algunos compuestos indeseables como el
nitrógeno, gas inerte que reduce el poder calorífico del gas y por lo tanto el costo
de transporte1, así como también el CO2 que es un contaminante de alto grado de
corrosión en las facilidades de producción y transporte.
Las plantas de endulzamiento de gas tiene como función principal remover gas
ácidos, (dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, etc.) como impurezas, de una
mezcla de gases con el fin de prepararla para su consumo.
El Dióxido de Carbono (CO2) y el sulfuro de hidrogeno (SH2), forman ácidos o
soluciones ácidas en presencia del agua contenida en el gas. Ello provoca
inconvenientes tanto durante el transporte del mismo, como en su fraccionamiento
o en la utilización final del gas.2
Los componentes indeseables de naturaleza ácida son expulsados al medio
ambiente, lo cual ocasiona la contaminación del mismo. El CO2 generado en una
planta, puede ser re-inyectado en el mismo campo con el objetivo de aumentar la
producción o comercializarlo.
Gas Natural: Consiste principalmente de metano (80%) y proporciones significativas de etano, propano y butano y/o aceite asociado con el gas.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
20
1.2 Delimitación
1.2.1 Límite Geográfico
El proyecto de Recuperación de CO2 de la planta y su Re-inyección en el pozo
inyector se realizará en:
- País: Bolivia
- Departamento: Santa Cruz de la Sierra
- Provincia: Gutiérrez (antes Sara)
- Localidad: Santa Rosa del Sara
- Campo: Humberto Suarez Roca (HSR)
- Bloque: Norte
- Formación de interés: El Carmen
- Pozo: HSR-10
- Titular: Chaco
- Planta de gas: Santa Rosa del Sara
El centro del Campo Humberto Suárez Roca se halla ubicado aproximadamente
en el punto medio entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-X6, cuyas UTM son las
siguientes:
Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas:
1.2.2 Límite temporal
El tiempo estimado para la realización del proyecto de grado abarcará desde
febrero del 2011 hasta agosto de 2011 aproximadamente.
X= 416657,90 Y= 8124218,00 Zt= 260 msnm
16º 53’ 06’’,5 de Latitud sur
63º 46’ 46’’,7 de Longitud oeste
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
21
1.2.3 Límite Sustantivo
El trabajo del proyecto de grado estará sustentado en los conocimientos
adquiridos en la Universidad de Aquino Bolivia ¨UDABOL¨ y en la experiencia
adquirida en una empresa de Servicios Petroleros, sobre diseño, construcción y
montaje de gasoducto, equipos y otros.
1.3 Identificación del problema
En las plantas de remoción de dióxido de carbono del gas natural, el CO2 es
enviado a la atmosfera en forma de emisión, en cantidades que varían en pocos
miles de pies cúbicos, a millones de pies cúbicos de este gas.
El flujo de hidrocarburos que ingresa a la planta de tratamiento de gas es de
aproximadamente de 40.211 MMSCFD, el mismo contiene aproximadamente un
10,5 % de dióxido de carbono. Este porcentaje de CO2, debe ser removido del flujo
principal de gas con la finalidad de acondicionarlo para la venta a los mercados
tanto de exportación como internos y entrar dentro de los límites permisibles en
base a los contratos de transporte de gas.
La concentración máxima de dióxido de carbono en el gas natural permitido por
los contratos de compra-venta es del 2.0%.
Una vez que el CO2 es separado en la unidad de remoción, es venteado a la
atmosfera con un caudal del orden de 4,2 millones de pies cúbicos por día,
formando parte de la familia de los gases de efecto invernadero (GEI) que
provocan la contaminación ambiental.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
22
1.4 Formulación del Problema
¿Será viable la captura de las emisiones de CO2, en la planta de gas santa rosa y
su Re-inyección al pozo inyector (HSR-10), para el aumento de la producción del
Campo Humberto Suarez Roca?
1.5 Sistematización del Problema
Fuente: elaborado a documentos investigados
Las principales causas del problema de la producción del campo HSR y el efecto
invernadero de gases son:
E-1 E-2 E-3 F-1 F-3 F-2
Efecto Invernadero en
la atmosfera
Incremento de costo por Intervención
Pérdida de Presión y alta
Viscosidad
Disminuye la viscosidad y aumenta el flujo del oíl.
Aumenta la temperatura y presión
del reservorio
Reduce el costo de
intervención comparado a
otros
PROBLEMA SOLUCION
Baja Productividad del Campo HSR y Gases de Efectos
Invernadero de la Planta Gas
Aplicar la Técnica de Captura e Inyección de CO2 al Campo
HSR
C-1 C-2 C-3 A-1 A-3 A-2
Venteo de CO2 a la atmósfera
en grandes porcentaje de
volumen
Perdida de producción debido a la
alta viscosidad
Declinación de la Presión
de la Formación
Inyectar
CO2 al Pozo HSR-10
Inyectar CO2 al Pozo
HSR-10
Seleccionar equipos para la captura e inyección de CO2 al pozo
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
23
Declinación de la presión de la formación, perdida de producción debido a la alta
viscosidad y el venteo de CO2 a la atmosfera en grandes porcentaje de volumen.
A su vez estas causas conllevan a efectos dañinos para el pozo y al medio
ambiente como ser: Perdida de presión y alta viscosidad, incremento de costo por
intervención y efecto invernadero en la atmosfera.
Las acciones que se deben tomar son:
Inyectar CO2 al pozo HSR-10 y Seleccionar equipos para la captura e inyección de
CO2 al pozo. Estas acciones no llevan a la solución de la aplicación de la técnica
de Captura de CO2 e inyección de CO2 al pozo denominado. Los resultados
finales de esta solución son:
Disminuye la viscosidad y aumenta el flujo del oíl, aumenta la temperatura y
presión del reservorio y reduce el costo de intervención comparado a otros
métodos.
1.6 Objetivos
1.6.1 Objetivo General
Proponer un sistema de recuperación de CO2 en la planta de gas Santa Rosa; así
como también el diseño de transporte a través del ducto al campo Humberto
Suárez Roca, por la proximidad que se tiene entre ambos campos y sobre todo las
facilidades con las que se cuenta, para aprovechar este gas en un sistema de
EOR. (Recuperación Mejorada de Petróleo).
1.6.2 Objetivos Específicos
Determinar el arreglo del pozo inyector y productor para el sistema de EOR
en el campo Humberto Suarez Roca, de manera que se obtenga la mayor
eficiencia del sistema.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
24
Determinar todos los parámetros operativos del sistema de inyección de
CO2, para lograr optimizar la operación.
Diseñar el sistema de captura de CO2, a la salida del acumulador de reflujo
del gas de CO2, que se ventea a la atmosfera en la Planta Santa Rosa.
Diseñar el sistema de transporte y los parámetros que intervienen en el
transporte de CO2.
Realizar la evaluación económica, para determinar la rentabilidad del
proyecto.
1.7 Justificación
1.7.1 Justificación Económica
Con la construcción, montaje y puesta en marcha de este proyecto será favorable
económicamente por que ocasiona un incremento en la producción de
hidrocarburos, lo que a su vez trae mayor rentabilidad a menor tiempo.
1.7.2 Justificación Social
Incrementando la producción del campo Humberto Suárez Roca, el estado podrá
percibir mayores ingresos económicos en cuestión de IDH y también para el titular
del campo ya que se incrementaría sus ingresos considerablemente y en efecto se
estaría disminuyendo las emisiones de CO2, a la atmosfera mejorando
porcentualmente la calidad de vida.
1.7.3 Justificación Ambiental
Durante el Diseño, Construcción, Montaje y Puesta en marcha del proyecto se
evitará minimizar el Impacto Ambiental durante la ejecución del proyecto según
normas vigentes.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
25
Realizada la culminación del proyecto y puesta en marcha, una vez que esté en
operación reducirá casi en su totalidad las emisiones de gases de la planta de gas
Santa Rosa. Y en la misma mejorará crecientemente la calidad de vida.
1.7.4 Justificación Personal
Con el Proyecto de Grado a realizar, en la interconexión desde la Planta de Gas
Santa Rosa hasta el Campo Humberto Suárez Roca, cumpliré con el requisito
para continuar con el proceso de Titulación de la Carrera de Ingenieria en Gas y
Petróleo de la Universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”.
1.8 Metodología
1.8.1 Tipo de Estudio
El proyecto de grado a realizar será de tipo No Experimental, porque es un
proyecto que ya se investigó en el pasado.
El estudio a su vez será de tipo Transversal, porque solo se recolectaran los
datos del Pozo y de la planta de Gas en un momento único. Y esta a su vez será
de tipo Transversal Descriptivo, porque se verificarán las características
petrofísicas del pozo y los parámetros de operación de la planta de gas Santa
Rosa.
1.8.2 Método de Investigación
Para la realización de este proyecto de grado se utilizarán métodos de
investigación lógicos, deductivos y análisis de los posibles problemas que puedan
emerger.
Además se realizará un estudio de la documentación del campo Humberto Suárez
Roca y de la Planta de Gas Santa Rosa a través de revisión de archivos, informes
y todo tipo de estudios que se haya realizado tanto en la planta y el campo HSR.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
26
1.8.3 Fuentes de Información
Se recurrirá a técnicas de investigación como la revisión bibliográfica, manuales
relacionados con el tema de estudio, institución petrolera, proyectos de grados
pasados relacionados con el tema de investigación, fuentes informáticos,
procedimientos operativos, anexos, sistema de gestión integral de empresas
relacionadas con el tema de estudio, etc.
1.8.4 Técnica para la recolección y tratamiento de Información
La técnica a utilizar será la recopilación de documentos y si la recopilación de
documentos no es suficiente se hará entrevistas a personas especializadas sobre
el tema de estudio para mejorar la investigación.
Por medio de consultas a libros, paper y otras fuentes se diseñarán una base de
datos, referentes al tema de investigación requerida.
El tratamiento de información se iniciará con la verificación de la información de
pozo y de la planta a estudiar con el fin de ser objetivos con la información que se
obtendrá.
a) Llevar a cabo entrevistas con especialistas y operadores de planta.
b) Recolectar información a nivel mundial sobre sistemas de disposición de
CO2.
c) Entrevista con ingenieros y técnicos de campo en planta de gas
d) Definir una alternativa tecnológica de disposición de CO2.
e) Determinar y dimensionar los equipos necesarios para el diseño del
sistema.
f) Realizar un análisis de los costos de inversión y operación de la tecnología
Propuesta.
CAPÍTULO II
MARCO TEÒRICO
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
28
CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO
2.1 MARCO CONCEPTUAL
En esta sección se describirán todas características que se desarrollarán
posteriormente en el capítulo de ingeniería propuesta, y se explicará los diferentes
conceptos de determinados equipos y sus parámetros del mismo a medida que se
avance con el tema.
2.2 Gas natural
El gas natural está formado por los miembros más volátiles de la serie parafínica
de hidrocarburos principalmente metano, cantidades menores de etano, propano y
butano y, finalmente, puede contener porcentajes muy pequeños de compuestos
más pesados. Además, es posible conseguir en el gas natural cantidades
variables de otros gases no hidrocarburos, como dióxido de carbono, sulfuro de
hidrogeno (ácido sulfidrico), nitrógeno, helio, vapor de agua, etc.
En general el gas natural puede clasificarse como:
1. Gas dulce: es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrogeno
(H2S), menores a 4 ppm, v. La GPSA define un gas apto para ser
transportado por tuberías como aquel que contiene menos de 4ppm, v. de
H2S; menos del 2,0% de CO2 y a 7 libras de agua por millón de pies cúbicos
en condiciones normales (PCN).
2. Gas agrio o ácido: es aquel que contiene cantidades apréciales de sulfuro
de hidrogeno, dióxido de carbono (CO2) y otros componentes ácidos, razón
por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
29
3. Gas rico (húmedo): es aquel del cual se puede obtener cantidades
apreciables de hidrocarburos líquidos, propano de aproximadamente,
3,0 GPM (galones por 1.000 pies de cúbicos en condiciones normales).
No tiene ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda
contener el gas.
4. Gas pobre (seco): es un gas que prácticamente está formado por metano
(C1) y etano (C2). Sin embargo, en sistemas de compresión de gas, se
habla de gas húmedo, en ingles ¨wet gas¨, al que contiene vapor de agua y
¨gas seco¨ (dry gas), al que no contiene vapor de agua.
2.2.1 Principales componentes del gas natural
Tabla 1: Componentes del gas natural
NOMENCLATURA NOMBRE ESTADO NATURAL
DEL GAS C1 H4 Metano Gas C2 H6 Etano Gas C3 H8 Propano Gas licuable C4 H10 Butano Gas licuable C5 H12 Pentano Liquido gasificable C6 H14 Hexano Liquido gasificable C7 H16 Heptano Liquido C8 H18 Octano Liquido
2.2.2 Procesamiento del gas natural
2.2.2.1 Estado del gas natural
El gas, tanto proveniente de producción asociada, como el producido por pozos no
debe utilizarse como combustible si no se le interpone algún tipo de tratamiento,
por simple que este sea debido a que siempre llega acompañado por otros
componentes, que lo convierten en un flujo bifásico y consecuentemente con la
posterior interferencia, tanto en el transporte como en su utilización.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
30
Se trata de una mezcla de hidrocarburos de diferentes encadenamientos, que
representan una amplia gama de estados diferentes según la composición de
cada uno. Para mayor claridad se puede decir que el gas obtenido puede no tener
ningún liquido bajo ciertas condiciones de presión y temperatura y ese mismo gas,
dentro de las líneas de consumo en la operación, puede contener tanta cantidad
de agua y/o gasolina que representa serias dificultades para ser usado,
particularmente en áreas con inviernos muy fríos.
2.2.2.2 Proceso de eliminación de condensados
Dentro de los procesos de tratamiento del gas, no hay duda que tiene gran
importancia la eliminación de condensados, porque si no se lo hace
eficientemente, provocaría posteriores tratamientos por la incompatibilidad que
tienen con el agua.
La mezcla de parte de ambos líquidos conforma lo que se denomina “hidrato” que
tiene la particularidad física de presentarse como sólido en temperaturas aun
superiores a 0°C. Claro está cuando tal situación se produce, se bloquean las
cañerías de conducción y resulta complicado, inconveniente y costoso solucionar
el problema. Si no está presente uno de los componentes del hidrato, el
congelamiento también se puede producir, pero en temperaturas muy inferiores.
2.2.2.3 Determinación del punto de rocío
El punto de roció será momento en que el agua contenida en el gas comienza a
condensarse en valores de presión y temperatura conocidos.
La presión y la temperatura de ese momento es precisamente la medición del
punto de roció, que es el punto donde se inicia la condensación bajo esas
condiciones.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
31
Cuanto menor sea el contenido de agua menor va a ser la temperatura a iguales
condiciones de presión. Existen en el mercado otros instrumentos que leen por
métodos modernos y ofrecen menos margen de error y directamente dan el dato
que se necesita es decir la cantidad de agua por unidad de volumen de gas.
2.2.2.4 Absorción por glicol
El glicol es un producto químico orgánico de la familia de los alcoholes que
naturalmente tiene gran avidez por la humedad, es prácticamente imposible
mantenerlo en máxima pureza en contacto con el ambiente porque absorbe la
humedad del aire.
Esta importante propiedad es aprovechada para este proceso y los compuestos de
monoetilenglicol, dietilenglicol y trietilenglicol tienen las propiedades absorbentes
del alcohol y además son suficientemente estables con un punto alto en la
temperatura de degradación, de tal manera que los convierten en óptimo para
ponerlo en contacto con gases y que le quite el agua contenida en cualquier de
sus formas.
El tratamiento consiste en poner el gas en contacto íntimo en contra corriente con
el glicol, hará que este se quede con toda el agua que transportaba el gas y para
que ello se cumpla, se debe tener el mayor tiempo de contacto posible y la
capacidad de absorción será para el trietilenglicol, de una libra de agua en tres
galones de glicol.
La temperatura de contacto es también importante siendo el rango optimo entre
50 100°F porque encima, se hace lo suficiente fluido como para atomizarse y
entrar en la corriente del gas en forma de niebla que no puede detener el
retenedor. Si la temperatura es inferior a la recomendada como mínima, el glicol
se pone viscoso y el gas se canaliza sin tomar contacto íntimo con el absorbente.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
32
2.3 Tecnología de captura de CO2
Existen tres tipos básicos de captura de CO2:
1. En Pre-combustión
2. Post-combustión (o Secuestro de CO2)
3. Oxi-combustión.
El uso de cada uno de estos métodos dependerá entre otras cosas de la
concentración de CO2, la presión del gas y el tipo de combustible que se utiliza.
A continuación se analizan con mayor detalle cada uno de éstos procedimientos
de manera de captar virtudes y defectos en la aplicación de cada uno de ellos.
2.3.1 Captura en pre-combustión
Este sistema está muy relacionado con la producción de hidrógeno, el cual es un
agente muy importante en distintos procesos, entre los cuales se incluyen:
Generar energía eléctrica o calor (produciéndose únicamente vapor de
agua).
o La síntesis de amoniaco.
o La producción de fertilizantes.
o Los hidroprocesamientos en las refinerías de petróleo.
Básicamente consiste en producir, a partir de gas natural o gas sintético
(proveniente de la gasificación de carbón u otros hidrocarburos), una mezcla
gaseosa compuesta principalmente del hidrógeno mencionado H2 y CO2 para
posteriormente separar estos dos gases. La separación se basa en la
descarbonización del combustible antes de la combustión mediante técnicas de
gasificación del carbón o reformado del gas natural.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
33
Adsorción a cambio de presión, la cual se adapta para aplicaciones
puras de hidrógeno, pero con las composiciones de gas sintético obtenidas
usualmente, las pérdidas de hidrógeno serían inaceptables.
Separación Criogénica, en la cual el CO2 es separado físicamente del gas
de síntesis condensándolo a temperaturas criogénicas para producir
CO2 líquido, listo para almacenamiento. Este sistema no es atractivo pues
el enfriamiento del gas de síntesis consume grandes cantidades de
electricidad.
Absorción química, usando una solución con monodietanolmelamina
(MDEA). El proceso es usualmente llamado “amine scrubbing” y es la
tecnología para remover CO2 más comúnmente utilizada en la actualidad.
Absorción física usando Selexol o Rectisol (metanol frío) es ventajoso a
alta presión parcial de CO2 y es muy adaptable para productos de
gasificación.
La separación de membrana es aplicada comercialmente para la
separación de hidrógeno, pero se requiere mayor desarrollo antes que las
membranas puedan ser usadas en una escala suficientemente grande. La
selectividad de membranas comercialmente disponibles para CO2/H2 es
también muy baja.
2.3.2 Captura en pos-combustión
En este sistema, el CO2 se ha separado de los gases de escape producidos
durante la combustión (principalmente N2) con aire de un combustible
(carbón, gas natural etc.). Para su captura posterior, entre los procesos más
viables se encuentran el ciclo de Calcinación – Carbonatación y la
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
34
absorción química con aminas. El resto de las opciones es menos utilizado ya
sea por su bajo desarrollo o por los altos costos que implican. Dentro de ellas se
encuentran la adsorción física, la destilación criogénica y las membranas.
2.3.2.1 Absorción química
En este proceso el CO2 reacciona con un líquido de absorción. Para ello se utilizan
compuestos químicos (aminas y nuevos absorbentes en investigación) con gran
afinidad de compuestos ácidos (CO2) y se usan como solventes formulados, en
una mezcla especial para atenerse a la tarea de separación. Algunos de ellos
también contienen activadores para promover la transferencia de masa en la
absorción. En la tabla 2 se muestran los solventes usados comúnmente para
llevar a cabo esta tarea.
Tabla 2: Solventes utilizados en el proceso
TIPO DE SOLVENTE EJEMPLO
Aminas primarias Monoetanolamina (MEA) Diglicolamina (DGA)
Aminas secundarias Dietanolamina (DEA) Diisopropanolamina (DIPA)
Aminas terciarias Metildietanolamina (MDEA) Trietanolamina (TEA)
Soluciones de sal alcalina Carbonato de potasio
Actualmente los siguientes procesos de solvente están comercialmente
disponibles para el tratamiento del CO2.
El detalle del proceso se observa en la figura 1. El sistema se descompone en dos
etapas principales: Absorción y regeneración (incremento de temperatura è
consumo energía)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
35
Figura 1: Detalle del proceso de absorción química
2.3.2.2 Ciclo de calcinación/carbonatación
Esta combinación de procesos se basa en la absorción química, usando como
solvente a la caliza. Definiendo separadamente, la carbonatación es una reacción
exotérmica donde los reactivos CO2 y CaO reaccionan para producir CaCO3. La
energía que se desprende de esta reacción es de 430 kcal/kg CaCO3. La
calcinación en cambio es el proceso inverso, pues produce la desorción del CO2 y
CaO mediante la descomposición de la caliza en presencia de calor.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
36
Figura 2: Esquemas de funcionamiento de la tecnología calcinación/carbonatación
Las etapas de este proceso son.
1. La corriente de gases a tratar se toma antes de la entrada a la
desulfuradora
2. El proceso propuesto trabajará en dos lechos fluidos circulantes
interconectados, trabajando a una temperatura de 650 ºC el que actúa
como carbonatador, y a 875 ºC el que trabaja como calcinador.
3. El calcinador trabajará en oxi-combustión, con el objetivo de generar una
corriente alta de CO2 en los gases de salida.
4. La recuperación de calor en el nuevo ciclo propuesto se realizará mediante
un ciclo agua-vapor supercrítico
Visualizando la implementación de una planta con este sistema de captura
podemos delinear 3 puntos necesarios.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
37
1. Oxi-combustión en lecho fluido circulante atmosférico.
2. Planta de carbonatación-calcinación en conexión con una planta de carbón
existente.
3. Planta de carbonatación-calcinación para central de generación nueva.
Delineando básicamente las características de este sistema vemos que el proceso
en si es bastante complejo de integrar, sumado al hecho de que la oxi-combustión
está en fase de desarrollo. Sin embargo, se extraen características importantes,
como los bajos costos que lo hacen competitivo con las técnicas de absorción, el
hecho de que la desulfuración sea parte del proceso, incluyendo la purga que
tiene uso económico con las cementeras y finalmente una generación extra de
energía eléctrica que concentra bajas emisiones de CO2 que es nuestro objetivo.
2.3.2.3 Adsorción física
Básicamente se encarga de utilizar materiales capaces de adsorber el CO2
generalmente a altas temperaturas, para luego recuperarlo mediante procesos de
cambio de temperatura o presión como se muestra en la figura 3.
Figura 3: Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
38
2.3.2.4 Membranas
Este proceso se utiliza para la captura de altas concentraciones de CO2 en gas
natural a alta presión, de lo contrario (a baja presión) la fuerza de separación
necesaria para el gas sería muy baja.
Dentro de las limitaciones de este sistema vemos que resulta en un mayor gasto
de energía y por tanto es ineficiente frente a la absorción química, así como
también incurre en un menor porcentaje de remoción de CO2. Esto indica
principalmente que el sistema no está muy desarrollado y las membranas más
eficientes aún no se han encontrado, pero como sistema es prometedor dado las
ventajas operacionales que posee y que se mencionan a continuación en la
figura 4.
Figura 4: Esquema de funcionamiento del sistema de membranas
Los flujos de gas y líquido son independientes, lo que evita problemas en las
columnas ya sea de inundación, espumado.
1. No se necesita un lavado posterior al absorbente para recuperar líquido de
absorción que es sacado hacia fuera.
2. La operación es a condiciones termodinámicamente óptimas, no
condicionadas por las condiciones hidrodinámicas del equipo de contacto.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
39
3. El equipamiento es compacto a través del uso de fibra porosa de
membrana.
De manera de optimizar el uso de las membranas en el proceso, estas deben
presentar algunas características particulares para una mejor performance.
1. La permeabilidad determinará el área de membrana necesaria para el
proceso.
2. La selectividad (radio de permeabilidades) determinará la pureza del
producto final. A menor selectividad podrían ser necesarios procesos
posteriores de reciclaje.
3. La permeabilidad y selectividad de la membrana están correlacionadas
negativamente, por lo que se necesita encontrar un óptimo intermedio de
rendimiento.
4. La estabilidad es un tema importante para este procedimiento, por lo que
una solución para ello son soportes porosos como pueden ser el vidrio, la
cerámica o el metal.
Las membranas se pueden clasificar en orgánicas e inorgánicas, destacando que
las membranas orgánicas no son resistentes a altas temperaturas como las
inorgánicas. Dependiendo del tipo de membrana será la aplicación a la cual estará
enfocada.
Las membranas orgánicas utilizadas comercialmente son las poliméricas, las
cuales se utilizan para los siguientes procesos.
1. Separación de CO2 y CH4 a alta presión del dióxido de carbono.
2. Separación de CO2 y N2, como parte del proceso de post combustión. En
este proceso tanto la presión del flujo de gas como la selectividad de la
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
40
membrana deben ser bajas, por lo que requiere etapas posteriores de
reciclaje haciendo el procedimiento no rentable.
En las membranas inorgánicas encontramos más opciones en el tipo de
membrana como se detalla a continuación.
1. Membranas metálicas, utilizadas en la captura en pre combustión,
separando CO2 y H2 mediante compuestos con aleaciones.
2. Membranas microporosas, también utilizadas en la captura en pre
combustión separando CO2 y H2. Para este proceso la selectividad que se
puede obtener actualmente no es suficiente para separar más de 99.99%
de H2.
3. Membranas transportadoras de iones, las cuales pueden ser usadas
tanto en captura en pre combustión como captura en oxi-combustión. Para
el primer caso se utilizan membranas conductoras de protones y para el
segundo membranas conductoras de oxígeno.
2.3.2.5 Destilación criogénica
La información sobre este sistema es básica, y consiste a grandes rasgos en una
serie de etapas de compresión, enfriamiento y expansión, en las cuales los
componentes del gas se pueden separar en una columna de destilación. Esta
tecnología se utiliza sobre todo para separar las impurezas de una corriente de
CO2 de alta pureza. Un esquema básico se muestra en la figura 5. Sobre su
aplicación se puede decir que no se ha utilizado a la escala y condiciones, en
términos de disponibilidad de costeo, que se necesita para los sistemas de captura
de CO2.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
41
Figura 5: Esquema básico de la destilación criogénica
Dentro de los procesos donde se puede utilizar este sistema encontramos:
1. Separación de CO2 y CH4 en gas natural, donde se puede obtener entre
1 y 80% del CO2 a alta presión (hasta 200 bar).
2. Separación de CO2 y H2 en gas sintético. En este proceso se obtiene entre
20 y 40% con presiones entre 10 y 80 bar.
3. Purificación de los gases de la combustión en el proceso de oxi-
combustión, donde se pueden obtener concentraciones de CO2 entre
75 y 90%.
En la figura 6 se muestra una gráfica que describe los requerimientos de presión y
temperatura para una destilación criogénica con recuperación del 90% del CO2.
Figura 6: Gráfica de requerimientos de P y T para destilación criogénica
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
42
2.3.3 Captura en oxi-combustión
Este proceso se realiza durante la combustión y tiene un largo recorrido como
tecnología aplicada como se ve en la figura 7. Básicamente consiste en la
utilización de oxígeno en lugar de aire para la combustión, de ahí que los gases de
escape están compuestos principalmente de H2O y CO2, que puede separarse
fácilmente del vapor de agua mediante condensación.
Se presenta un esquema básico de funcionamiento. Esta tecnología es utilizada
en centrales de nueva generación con ciclos agua-vapor extremadamente crítico,
así como también en Turbinas de Gas con o sin calderas de recuperación.
Figura 7: Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión
Al ser una tecnología que está actualmente desarrollándose, existen muchos
proyectos de investigación en el tema buscando mejores desempeños y
eficiencias de costos. En la siguiente tabla 3 se presentan los aspectos más
importantes a desarrollar en los diferentes aspectos de esta tecnología.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
43
Tabla 3: Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización
ASPECTO DEL PROCESO
ÁREAS CRÍTICAS DE DESARROLLO
ASU (Unidad de
separación de aire)
1. Destilación criogénica. Consumo de auxiliares. 2. Membranas cerámicas que incrementan la
eficiencia.
Combustión O2
1. Combustión, ignición, estabilidad de llama, temperaturas y perfiles de llama.
2. Volumen del hogar. Absorción térmica por unidad de superficie.
3. Grado de recirculación CO2.
Filosofía de operación
1. Flexibilidad de operación. 2. Integración de la ASU. 3. Disposición chorros de O2 puro, CO2 recirculado y
transporte de carbón.
Emisiones 1. Cinética del SO2. 2. Composición de las cenizas.
Materiales
1. Propiedades de operación a largo plazo y altas temperaturas.
2. Ensayos de materiales avanzados ultrasupercríticas.
3. Potencial de corrosión para carbones con altos contenidos de cenizas.
2.3.4 Estudio comparativo de tecnologías
Para analizar comparativamente los diferentes procesos existentes para el
tratamiento del CO2, conviene estudiar las ventajas y desventajas presentes en
cada tecnología, como se ve en la tabla 4, lo que si bien permite compararlas, no
es un buen criterio de discriminación pues se encuentran en distintas fases de
desarrollo y también la aplicabilidad no es al mismo tipo de centrales en algunos
casos lo que las hace excluyentes.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
44
Tabla 4: Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO2
TIPO DE CAPTURA CO2
VENTAJAS DESVENTAJAS
Pre combustión
La separación vía solvente físico o químico está probada. Los gases de salida salen a mayor presión y mayor concentración de CO2 que la postcombustión lo que reduce coste de captura.
Es posible utilizar un amplio rango de combustibles fósiles.
El combustible primario debe ser convertido a gas sintético previamente.
Las turbinas de gas, calentadores y calderas deben ser modificados para la utilización de hidrógeno como combustible.
absorbente.
Absorción química
(post combustión)
Muchas de las tecnologías son comerciales (absorción química), separación de CO2
en yacimientos de gas natural, producción de urea, metanol
Requiere menores modificaciones de centrales existentes.
Mayor volumen de gases a tratar que en pre combustión.
Necesidad de nuevas materias primas (@ 0,3 kg/Tm CO2)
Alto consumo energético en la regeneración del absorbente.
Calcinación/carbonatación
(post combustión)
Costo del absorbente. Producción de energía
(electricidad) adicional lo que implica menor consumo de energía.
La desulfuración está incluida en el propio proceso de captura del CO2.
Material purgado (CaO) tiene un valor añadido pues posee un valor comercial (cementeras).
Alto requerimiento de espacio.
Necesidad de empleo de oxicombustión en el calcinador.
Escala laboratorio (previsiblemente en escala piloto en breve).
Control de proceso complejo.
De manera de establecer una diferenciación entre las tecnologías es que nos
enfocamos en aspectos comunes como nivel de desarrollo, consumos de energía
o requerimientos necesarios…3
Corrosión: Acción química física o electroquímica compleja que destruye un metal.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
45
2.4 Método de captura de CO2 aplicado al proyecto
Como se mencionó anteriormente en el capítulo 2.3.2 e inciso 2.3.2.1 de este
proyecto, este proceso el CO2 reacciona con un líquido de absorción para ello se
utilizaron compuesto químico (Amina).
2.4.1 Proceso de endulzamiento del gas
Las plantas de endulzamiento de gas tiene como función principal remover gases
ácidos, (dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, etc.) como impurezas, de una
mezcla de gases con el fin de prepararla para su consumo. En este caso se
remueve dióxido de carbono (CO2) de agua corriente de etano con una solución
acuosa de amina (diglicolamina, DGA) como agente de tratamiento. En la figura 8
se presenta un esquema simplificado del proceso. El gas acido, conteniendo H2S
y/o CO2 entra a la torre absorbedora por el extremo inferior y fluye hacia arriba a
través de los casquete pertenecientes a los platos que mantiene.
Figura 8: Proceso de endulzamiento de gas
Un nivel de solución de amina. Los casquete dispersan el gas acido a la salida de
cada plato obligando a estar en contacto directo con la amina.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
46
El gas dulce, libre de los compuesto ácidos, sale por la parte superior de la torre
absorbedora. La amina pobre, libre de compuesto ácidos, entra a la torre
absorbedora por su parte superior. A medida que la amina desciende de plato en
plato, en contra corriente con el flujo de gas, reacciona con los componentes
ácidos del gas y estos son absorbidos.
La amina rica, contaminada con los compuestos ácidos, sale de la torre
absorbedora por su parte inferior, pasa por el intercambiador de calor de amina
pobre-amina rica, luego circula por el filtro donde se retiran las impurezas solidas
finalmente entra a la torre regeneradora.
La entrada a la torre regeneradora es por la parte superior y fluye hacia abajo en
contra corriente con los vapores calientes de amina producidos en el rehervidor. El
incremento en la temperatura de la amina rica produce la liberación de los gases
ácidos. El vapor excedente, generado en el rehervidor, arrastra los gases ácidos
fuera de la torre regeneradora. Este vapor se condensa y se separa de los gases
ácidos en el acumulador. Los gases ácidos se eliminan del proceso y el vapor
condensado retorna a la torre regeneradora como reflujo. La amina purificada sale
de la torre regeneradora por su parte inferior, pasando por el rehervidor, por el
intercambiador de calor amina-amina y por el enfriador de amina antes de retornar
a la torre absorbedora.4
2.3.4.1 Comparación de aminas
Uno de los procesos en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de
gases ácidos por absorción química con soluciones acuosas con alcanolaminas.
De los solventes disponibles para remover H2S y CO2 de una corriente de gas
natural, las alcanolaminas son las más aceptadas y usadas en mayor escalas.
Procesamiento del Gas: La separación del aceite y el gas, y la remoción de impurezas y líquidos del gas natural.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
47
2.4.1.1 Análisis comparado de aminas
Tabla 5: Tipos de Aminas
SOLVENTE QUIMICO
VENTAJAS DESVENTAJAS
Monoetanolamina
(MEA)
Concentraciones bajas de CO2.
Útil cuando la presión de gas acido de entrada es baja
Corrosión y formación de espuma Requiere de cantidades
considerables de calor de solución en el sistema
Al generarla, retiene más cantidad de gases ácidos
Diglicolamina
(DGA)
Mejor estabilidad Baja presión de vapor Mayores concentraciones
Alto costo En presencia de CO2 da productos
de degradación que no son regenerables
Dietanolamina
(DEA) Menos corrosiva que MEA Baja presión de vapor
solución viscosa en concentraciones altas
Baja actividad Diisopropanolamina
(DIPA)
Capacidad para transporte gases ácidos
Es más eficiente para H2S
Alto peso molecular, requiere de tasas másicas muy altas
Diisopropanolamina
activada (ADIP) Bajo consumo de vapor No corrosivo
Usado para remover H2S
Fuente: Engineering Data Book
2.5 Condiciones de operación del flujo de gas
Para que el flujo de gas cuente con las mejores condiciones en el interior del
equipo para la separación. Será necesario considerar algunos aspectos
fundamentales:
2.5.1 Temperatura
Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficiente la
velocidad del fluido como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas,
disminuyendo las necesidades de tiempo de resistencia.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
48
2.5.2 Presión
Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos de
aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también
favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. 5
2.6 Descripción del proceso
Existen muchos procesos para la remoción de gas acido de las corrientes de gas
natural, antes de seleccionar un proceso se debe considerar cuidadosamente la
composición del gas natural de alimentación y las composiciones del flujo, así
como los requerimientos específicos del gas natural. Como se muestra en la
(Figura 8).
2.6.1 Filtro coalescence
Previo a que la Corriente de gas de entrada sea tratada con solución de amina,
este debe ser filtrado en el filtro de coalescence* de gas de entrada para remover
pequeñas gota de líquido que puedan ser arrastradas o partículas sólidas de 0,3
micrones6
Esto ayuda a prevenir problemas de espuma, corrosión y contaminación de la
amina. Las partículas sólidas son capturadas y retenidas por los elementos
filtrantes.
A medida que las partículas sólidas se acumulan, los elementos filtrantes
comienzan a taponarse y la caída de presión en el recipiente se incrementa.
Cuando la caída de presión alcanza los límites preestablecidos, los elementos
filtrantes deben ser reemplazados.
Densidad.‐ Dimensión de la materia según su masa por unidad de volumen, se expresa en libras por galón (lb/gal) o kilogramos por metro cúbico (kg/m3).
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
49
2.6.2 Torre contactora de amina
El gas tratado de entrada adecuadamente filtrado ingresa a la base de la
contactora de amina dentro de la cual el gas fluye en dirección vertical ascendente
en contacto con una solución de amina que descienden sobre una serie de
20 platos.
Gas y líquido entran en contacto íntimo en cada plato con tiempo de contacto
suficiente para que la solución de amina* absorba el dióxido carbono del gas de
entrada. El mecanismo de absorción implica reacciones acido-base, en la cual el
dióxido de carbono es el componente gas ácido y amina es el componente básico.
La solución de amina que sale por el fondo de la torre contactora de amina es
llamada “amina rica”, porque esta es rica en dióxido de carbono absorbido. La
amina rica sale de la torre a través del control de nivel y fluye al sistema de
regeneración de amina. El gas que sale por el tope de la torre contactora de amina
es llamado “gas tratado”, porque ha sido tratado con solución de amina y el
exceso de dióxido de carbono ha sido removido.7
2.6.3 Sistema de regeneración de amina
El objetivo del sistema de regeneración de amina es regenerar en forma continua
y recircular la solución de amina utilizada en la torre contactora de amina. La
solución de amina es regenerada a través de la separación del dióxido de carbono
absorbido con vapor en una torre que opera a baja presión y alta temperatura,
condiciones opuestas a las reacciones que ocurren en la torre contactora.8
*solucion de amina es la que ingresa a la torre contactora o absorbedora en contra corriente con el gas amargo (CO2) y cumple con la función de absorber el CO2 contenido en la corriente gaseosa. ** los hidrocarburos, una pequeña porción de dióxido de carbono, y algunos contaminantes volátiles abandonan la solución cuando la presión operativa es reducida por la válvula de control de nivel. El vapor que se forma de esta manera es llamado “GAS FLASH”
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
50
2.6.3.1 Tanque de expansión de amina
La amina rica sale de la torre contactora de amina por el sistema control y es
introducida al tanque de expansión de amina que permite separar la amina rica,
“gas flash”**y cualquier hidrocarburo liquido desprendiendo del CO2.
2.6.3.2 Intercambiador amina pobre/rica
La amina rica sale del fondo del tanque de expansión por el control de nivel y fluye
aguas abajo al intercambiador de amina pobre/rica. El intercambiador tiene dos
objetivos:
1. Calienta la amina rica para optimizar la operación en la torre
regeneradora de amina y reduce la carga térmica de calor en el re-hervidor
de amina
2. Enfría la amina pobre reduciendo la carga térmica sobre el Aero-enfriador
de amina.
2.6.3.3 Torre regeneradora de amina
Amina rica caliente fluye desde el tanque de expansión de amina hasta el tope de
la regeneradora de amina. Donde el dióxido de carbono absorbido es separado de
la amina rica con vapor que se produce en el re-hervidor de amina por
vaporización de una porción de agua de la solución de amina. La amina pobre sale
del fondo de la torre y el vapor con dióxido de carbono húmedo sale por el tope de
la torre.
Como el vapor de separación se mueve hacia arriba por la torre regeneradora de
amina. Transfiere suficiente calor a la solución de amina descendiente para
promover la deserción de dióxido de carbono. La mayor parte de este vapor
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
51
condensa durante este proceso, diluye la solución de amina, y retorna al
re-hervidor. El vapor que no condensa actúa como un portador para remover el
dióxido de carbono no absorbido de la solución de amina y arrastrando hacia el
tope de la torre.
El vapor de la parte superior de la torre de regeneración de amina fluye al
condensador de reflujo donde este es enfriado por intercambio de calor con el aire
del medioambiente. Este condensa la mayor parte del vapor de agua de la parte
superior de la torre de regeneración de amina. El efluente de este condensador
fluye al acumulador de reflujo para su separación.
El vapor separado, llamado “gas acido”, es fundamentalmente dióxido de carbono
y algo de vapor de agua, hidrocarburos livianos, resto de amina y contaminantes
volátiles que pueden estar presentes.
El gas ácido sale por la parte superior del acumulador a través del control de
presión y fluye hacia la chimenea de venteo.
El líquido recogido en el fondo del acumulador, llamado “reflujo”, es
fundamentalmente agua. El dióxido de carbono disuelto, hidrocarburos, amina, y
algunos contaminantes también están presentes.
El reflujo es bombeado desde el acumulador por medio de bombas de reflujo que
están equipadas con un control de caudal mínimo por un orificio de restricción que
ayuda a proteger las bombas de problema de bajos caudales durante descontroles
u operaciones por debajo de los caudales de diseño. Las bombas retornan el
reflujo a la torre regeneradora de amina en la línea de alimentación aguas abajo.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
52
2.7 Inyección de dióxido de carbono
Unos de los métodos en experimentación es el de la inyección y secuestro de CO2
en los propios pozos de petróleo y de gas explotados o bien en acuíferas salinas.
Para ello se necesita realizar la conexión entre las plantas en donde se realiza el
secuestro de CO2 y los pozos sumideros para la disposición final.
En el caso de realizarse la reinyección en pozos marginales de yacimientos aun
productivos se deberá prestar atención a los efectos corrosivos que el CO2 en
conjunto con el agua puede generar sobre instalaciones operativas.
En el caso de optarse por el transporte de CO2 a zonas alejadas para su
reinyección se deberá ponerse cuidados en las características de esta etapa
debido a las características de fase singulares del CO2.
La reinyección de CO2 a pozos sumideros, consiste en elevar la presión del
mismo para inyectarlo a determinada presión que venza la presión de reservorio.
Al realizarlo, minimiza el impacto al medio ambiente por emisiones gaseosas, para
evaluar una alternativa técnica, a fin de disponer en CO2 en un pozo del mismo
campo en el reservorio de reinyección.9
El sistema de recuperación de CO2 está integrado con los siguientes elementos
más importantes:
a) Acumulador de reflujo
b) Compresor de CO2
c) Medidor de flujo
d) Aero-enfriador
e) Tubería de transporte desde la planta de gas a pozo inyector HSR-10.
Inyeccion de CO2= En otros países esta aplicación es muy común por su alto rendimiento para la recuperación de EOR.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
53
En la figura 9 se muestra los elementos principales para la recuperación de CO2 y
su posterior transporte de CO2 al pozo inyector.
Figura 9: Diagrama de elementos principales en la recuperación de CO2
A continuación se describen los principales sistemas con las que cuenta el
proyecto denominado:
2.8 Compresor
La conducción del gas a través de los gasoductos se efectúa mediante el bombeo
con equipos compresores, que suministran al gas la presión necesaria para
abastecer la perdida por razonamiento a lo largo de la cañería y llegar con presión
suficiente a los puntos de utilización.
También puede ser necesario comprimirlo para hacerlo pasar a través de equipos
de tratamiento, tal como plantas deshidratadoras o de extracción de gasolina,
procesos cuya efectividad mejora cuando se realiza a mayor presión, en particular
en el caso de extracción de la gasolina por compresión y enfriamiento.
Compresor
Succión
Pozo inyector
Aero‐enfriador
Descarga
Acumulador de reflujo
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
54
2.8.1 La capacidad de un compresor
Es la cantidad de gas liberado cuando opera a presiones de entrada y salida
especificadas. La capacidad es medida en volumen a las condiciones de presión,
temperatura, composición del gas y contenido de humedad a la entrada del
compresor. 10
Se clasifican en 4 tipos de compresores que son:
a) Compresores Centrífugos
b) Compresores Axiales
c) Compresores Reciprocantes
d) Compresores Rotatorios
2.8.2 Compresores centrífugos
2.8.2.1 Presión de diseño
La equivalencia de “presión de diseño” para las carcazas de compresores
centrífugos es la “presión máxima de trabajo de la carcaza” la cual está definida
por la norma API 617 como la máxima presión que pueda existir en el compresor
bajo las condiciones más severas de operación.
Esta presión es determinada, añadiéndole a la máxima presión de succión que se
pueda registrar, la presión diferencial que el compresor está en capacidad de
Medicion Automática: Determinación de la cantidad de Hidrocarburos por mediciones efectuadas en tuberías fluentes con medidores calibrados y comprobados.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
55
desarrollar en el sistema cuando está operando a las condiciones combinadas
más severas.
Normalmente se desea, una válvula de seguridad en la descarga del compresor,
calibrada a una presión menor que la máxima presión de descarga posible, a fin
de limitar la presión a la cual podría exponerse a la tubería y los equipos corrientes
abajo. Cuando no se incluye esta válvula de seguridad, el circuito de descarga
tiene que ser adecuado para soportar la presión de descarga máxima que se
puede generar bajo cualquier circunstancia posible. Cuando por el contrario se
incluye su calibración, pasa a ser, la máxima presión de trabajo de la carcaza del
compresor.
La presión interna máxima para la cual es adecuada la carcaza, sin considerar las
condiciones actuales de trabajo o requerimientos, está definida por la
norma API 617
2.8.2.2 Temperatura de diseño
La máxima temperatura de trabajo de la carcaza del compresor (equivalente a la
temperatura de diseño) deberá ser la temperatura de descarga máxima.
Los factores que pueden elevar la temperatura de descarga sobre su nivel normal
son:
Temperatura alta a la entrada, operación a un punto de eficiencia bajo, alta
relación de presión (por ejemplo, debido a velocidad máxima, alto peso molecular)
ensuciamiento del compresor, e inter–enfriadores defectuosos. Las temperaturas
mayores que se podrían generar, debido a la pérdida completa de agua de
enfriamiento en los inter–enfriadores forzarían a una parada del compresor y en
consecuencia no deberán considerarse al fijar la temperatura de diseño.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
56
2.8.3 Compresores reciprocantes
2.8.3.1 Presión de diseño
Los clientes industriales prefieren el término “presión de trabajo máxima
permisible” que “presión de diseño” para los compresores reciprocantes.
2.8.3.2 Temperatura de diseño
Los clientes industriales prefieren el término “temperatura máxima permisible” que
“temperatura diseño” para compresores reciprocantes. Sin embargo, ya que la
“temperatura máxima permisible” es especificada por el suplidor como una
limitación mecánica del modelo particular de máquina, la especificación de diseño
deberá incluir la temperatura máxima permisible, la cual se fija por lo menos
14°C (25°F) por encima de la “temperatura nominal de descarga”.
2.8.4 Compresores rotatorios
2.8.4.1 Presión de diseño
La presión de diseño para compresores rotatorios es definida formalmente de la
misma manera que para los centrífugos. Sin embargo, debido a que el compresor
rotativo es un mecanismo de desplazamiento positivo, el valor deberá ser
seleccionado de la misma manera como para los reciprocantes; o sea, 10% sobre
la presión normal de descarga o 175 KPa (25 Psi), el que resulte mayor.
2.8.4.2 Temperatura de diseño
La temperatura de diseño para compresores rotativos se define formalmente de la
misma forma que para los compresores centrífugos, y deberá ser calculada como
la temperatura de descarga estimada a la temperatura de entrada máxima, presión
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
57
normal de entrada, y la presión de calibración de la válvula de seguridad a la
descarga, más un margen nominal de 14°C (25°F).11
2.9 Aero-enfriador
Dentro del proceso de captura de CO2 se instalaran un compresor, pero después
de la descarga, se instalarán un aeroenfriador para acondicionar la temperatura
del CO2 de descarga a las condiciones exigidas para la posterior inyección de CO2
y transporte del mismo al pozo inyector.
Los Aero-enfriadores son intercambiadores de calor compactos modulares de
agua-aire o aire-aire que permiten enfriar el flujo hasta una temperatura de +5ºC
por encima de la temperatura ambiente. Operan en circuito cerrado (realmente
cerrado) con el menor de los mantenimientos posibles.12
El agua de proceso que entra al Aero-enfriador cede calor al ambiente al pasar por
un intercambiador de calor agua/aire y unos ventiladores/es que generan una
corriente de aire que pasa a través de dicho intercambiador.
En el caso de que la temperatura del aire (caso de verano) sea alta, el
Aero-enfriador por acción de su controlador de temperatura abre una válvula
solenoide permitiendo el pasaje de agua a presión (provisión del cliente) para
efectuar un rociado de agua sobre el aire de entrada al Aero-enfriador bajando su
temperatura y consecuentemente consiguiendo un menor temperatura en el agua
de salida del agua al proceso.
Presion de Entrada: la presión de descarga debe especificarse como el valor más bajo para el cual se espera que el compresor trabaje de acuerdo al diseño.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
58
2.10 Medidores de flujo
El flujo de gas natural desde que deja el yacimiento hasta que alcanza el sitio
donde se utiliza, generalmente es un flujo continuo. Bajo estas condiciones de flujo
el gas no puede ser almacenado o retenido por largo tiempo, a diferencia del
petróleo u otros líquidos, así que su volumen deber ser determinado
instantáneamente durante su flujo a través de la tubería, lo cual representa un
problema de medición más difícil. Un medidor es un dispositivo que mide la tasa
de flujo o cantidad de fluido en movimiento a través de un gasoducto abierto o
cerrado. Usualmente, consiste de un elemento o dispositivo primario, secundario o
terciario.
2.10.1 Condiciones del flujo de gas para la medición
El flujo de gas es continuo, sin que en ningún punto de su trayectoria sea
almacenado. Por lo que su medición debe de hacerse directamente sobre una
corriente de gas que está fluyendo continuamente.
2.10.2 Placa de orificio
Estos medidores se clasifican en concéntricas, excéntricas y segmentadas las
placas de orificio concéntricas son las más utilizadas, instalándose en bridas y
cajas de orificio.
2.10.3 Selección de los medidores
Con el objeto de tener una alta exactitud en la medición de los fluidos manejados,
con lo cual se logra consistencia en el control de las operaciones, la selección del
medidor adecuado para un determinado servicio requiere de la aplicación de una
serie de criterios que facilitan la selección del dispositivo idóneo al más bajo costo.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
59
Los criterios de selección a tomar en cuenta son:
a) Tipo de fluido a medir
En el mundo petrolero los fluidos a manejar son (petróleo, gas y vapor
de agua)
b) Propósito de la medición
Dentro de los propósitos se tiene (control de flujo, distribución de
volúmenes, control de inventarios; venta de productos y obtención de datos
para ingeniería de procesos).
2.11 Diseño de ducto para el transporte de CO2
Se establecen los requisitos para el diseño y selección de materiales del ducto
para el transporte de un gas acido considerando las condiciones de operación,
requisitos particulares del derecho de vía y de la construcción.
En el diseño deben evitarse condiciones que puedan causar esfuerzos mayores a
los permisibles y que puedan causar fallas al sistema. Se deben tomar medidas
adicionales para proteger al ducto cuando se encuentre expuesto a actividades
que puedan originarle daños.
2.11.1 Bases de usuario
El área que solicite la construcción de un sistema de ductos para la transportación
del gas en este caso “CO2”, debe expedir las bases de usuario donde se indiquen
las características técnicas y parámetros de calidad que el ducto debe cumplir.
La mínima información que debe contener este documento es:
• Descripción de la obra.
• Localización.
• Condiciones de operación.
• Características del fluido a transportar.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
60
• Información sobre el derecho de vía ó sugerencia de trazo.
• Condiciones de mantenimiento.
• Instrumentación y dispositivos de seguridad.
2.11.2 Presión interna
La tubería y sus componentes deben diseñarse para una presión interna de diseño
(Pi) igual o mayor que la presión de operación máxima (MOP) a régimen
constante, la cual no debe ser menor a la presión de la carga hidrostática en
cualquier punto del ducto en una condición estática.
La capacidad por presión interna para tubería que transporta líquido o gas, está
dada por la siguiente expresión basada en la fórmula de Barlow
(ASME B31.8, sección 841.11):
2.11.3 Clasificación por clase de localización
La clase de localización se obtendrá en base a la norma ASME B31.8
sección 840.21
2.11.4 Temperatura y presión de diseño del ducto de transporte de CO2
2.11.4.1 Principios básicos
La temperatura y la presión de diseño de un sistema afectan la seguridad, la
confiabilidad y la economía de la planta. La fijación de la temperatura y la presión
de diseño influencian o determina el material a utilizar, el espesor del componente,
la flexibilidad de la tubería, la disposición de las unidades, los soportes, el
aislamiento, la fabricación y las pruebas de los equipos y sistemas de tuberías a
ser instalados.
La temperatura y la presión de diseño deben ser establecidas de forma tal que
sean adecuadas para cubrir todas las condiciones de operación previsibles,
incluyendo arranque, parada, perturbaciones del proceso, incrementos
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
61
planificados en la severidad de operación, diferentes alimentaciones y productos, y
ciclos de regeneración, cuando aplica.
En general, las condiciones de temperatura y presión de diseño para equipos de
planta (recipientes a presión, calderas, tanques, intercambiadores de calor,
columnas, reactores, etc.), así como las condiciones generales de diseño para
tubería son establecidas durante el desarrollo de la ingeniería básica.
En lugar de definir condiciones de diseño separadas para cada uno de los equipos
y sistemas de tuberías considerados en un proyecto, normalmente es
recomendable definir sistemas que estén expuestos a las mismas condiciones y
protegidos por el mismo arreglo de alivio de presión, lo cual permite una definición
común de las condiciones de diseño, resultando en un diseño coherente y de fácil
seguimiento durante las fases de ingeniería de detalles, fabricación, construcción y
prueba.
2.11.4.2 Tubería de transporte de flujo de gases
Es un sistema que consta de tubos, bridas, pernos, empaquetaduras, válvulas,
accesorios, juntas de expansión, tensores, juntas giratorias, elementos para
soportar tuberías, y aparatos que sirven para mezclar, separar, amortiguar,
distribuir, medir y controlar el flujo.
2.11.4.3 Tratamiento térmico
Es el calentamiento uniforme de una estructura, tubería, o porción de la misma, a
una temperatura suficiente para aliviar la mayor parte de la tensión residual,
seguida por un enfriamiento uniforme, suficientemente lento para minimizar el
desarrollo de nuevas tensiones residuales.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
62
2.11.5 Temperatura de diseño
La temperatura de diseño de equipos y sistemas de tuberías se define
generalmente como la temperatura correspondiente a la más severa condición de
temperatura y presión coincidentes, a la que va a estar sujeto el sistema. De igual
importancia en el diseño y las especificaciones mecánicas son la temperatura
mínima y, en algunos casos, otras temperaturas extremas que puedan ocurrir a
vacío o a bajas presiones de operación. Como todos estos niveles de temperatura
de diseño, mínima y de operación extrema, tienen una influencia significativa en el
diseño mecánico, en la selección del material, y en la economía de los sistemas
considerados, es necesario para los diseñadores considerar cada uno de ellos
cuando se especifican las condiciones de diseño. Considerando estos factores, los
diseñadores de proceso deben especificar la temperatura de diseño
(que representa el máximo límite de temperatura) y la temperatura crítica de
exposición (que representa el límite mínimo de temperatura) para todos los
sistemas.
2.11.5.1 Temperatura de operación máxima
Es la temperatura más alta del fluido del proceso prevista para las desviaciones
esperadas de la operación normal. Esto incluye arranque, despresurización,
parada, operaciones alternadas, requerimientos de control, flexibilidad operacional
y perturbaciones del proceso. La definición de esta temperatura debe ser
considerada individualmente, evaluando las causas que la determinan, y
cualquiera que sea el caso determinante, se debe establecer en los documentos
de diseño.
2.11.5.2 Temperatura de diseño de equipos
La temperatura de diseño de los equipos a presión o a vacío se determina
estableciendo las condiciones más severas, simultáneas, de temperatura y presión
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
63
que ocurrirán en cualquier fase de las operaciones del proceso. Esta temperatura
se usa en el diseño mecánico para establecer los niveles de esfuerzo de diseño y
determinar los espesores mínimos del metal que se requieren para satisfacer los
códigos u otros criterios mecánicos.
2.11.6 Presión de diseño de equipos y de transporte de gas
2.11.6.1 Presión de diseño
Es la máxima presión interna o externa utilizada para determinar el espesor
mínimo de tuberías y recipientes y otros equipos.
Para condiciones de vacío parcial o total, la presión externa es la máxima
diferencia entre la atmosférica y la presión en el interior del recipiente o tubería.
La presión de diseño especificada para equipos y tuberías esta normalmente
basada en la presión de operación máxima, más la diferencia de presión entre la
presión máxima de operación y la presión fijada en el sistema de alivio de presión
(AP). Esta diferencia de presión es requerida para prevenir la apertura prematura
de una válvula de alivio de seguridad o la falla prematura de un disco de ruptura.
2.11.6.2 Presión de operación
Es la presión a la cual los equipos o tuberías están normalmente expuestos
durante la operación de los mismos.
2.11.6.3 Presión de operación máxima
Es la máxima presión prevista en el sistema debida a desviaciones de la operación
normal. Esto incluye arranques, paradas, operaciones alternadas, requerimientos
de control, flexibilidad de operación y perturbaciones del proceso. La máxima
presión de operación debe ser al menos 5% mayor que la presión de operación.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
64
2.11.6.4 Presión de Trabajo Máxima Permisible
Es la máxima presión manométrica permisible en el tope de un recipiente colocado
en su posición de operación, a una temperatura establecida. Esta presión se basa
en cálculos que usan el espesor nominal, excluyendo la tolerancia por corrosión y
excluyendo el espesor requerido para satisfacer cargas diferentes a las de presión
para cada elemento de un recipiente. La PTMP no se determina normalmente para
recipientes nuevos, pero se usa en recipientes que van a ser redimensionados o
en estudios relacionados con usos alternos del equipo.
2.11.6.5 Presión de prueba hidrostática
Es la presión manométrica aplicada al equipo o tubería durante la prueba
hidrostática. La mínima presión requerida y la máxima presión permisible para la
prueba dependen del código aplicado.13
2.12 MARCO TEÓRICO REFERENCIAL
2.12.1 Normas internacionales
American Petroleum Institute (API)
- API SPEC 5L Especificaciones para tuberías de flujo
- API RP 5L1 Prácticas recomendadas para el transporte de tuberías
- API RP 5L3 Prácticas recomendadas para pruebas de tuberías de flujo
- API RP 5L7 Prácticas recomendadas para uso de tuberías de flujo en el
Campo
- API RP 5L8 Prácticas recomendadas para inspección de tuberías de flujo en el Campo
- API SPEC 6D Válvulas
- API RP 1110 Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines
Presión Atmosférica: El peso de la atmósfera sobre la superficie de la tierra. A nivel del mar, ésta es aproximadamente 1.013 bars, 101,300 Newtons/m2, 14.7 lbs/pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
65
American Society of Mechanical Engineers (ASME)
- ASME B16.5 Bridas para tuberías y conexiones
- ASME B31.8 Gas Transmission & Distribution Piping Systems
- ASME B31.3 Process Piping Design
- ASME B 16.10 Dimensiones de válvulas, cara a cara, extremo a extremo
- ASME B16.20 Juntas metálicas para bridas de tuberías - Espiraladas y Recubiertas (jacketed)
- ASME B16.21 Juntas planas no metálicas para bridas de tuberías
Instrument Society of America (ISA)
- ISA–5.1 Instrumentation Symbols and Identification
- ISA–5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations
- ISA–5.3 Graphic Symbol for Distributed Control
- ISA–5.4 Instrument Loop Diagrams
- ISA–5.5 Graphic Symbols for Process Displays
National Fire Protection Association (NFPA)
- NFPA 1 Fire Prevention Code - NFPA 12 Carbon dioxide extinguishing systems - NFPA 10 General Fire Safety - NFPA 72 National Fire Alarm Code - NFPA 70 National Electric Code - NFPA 77 Recommended Practice on Static Electricity - NFPA 495 Explosive Materials Code - NFPA 496 Purged and pressurized enclosures for electrical equipment - NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems
American Society for Testing and Materials (ASTM)
- ASTM E-1171 Standard Method for Photovoltaic Modules in Cyclic
Temperature and Humidity Environments - ASTM E-1328 Standard Terminology Relating to Photovoltaic Solar Energy
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
66
Conversion - ASTM A194 Especificación Standard para tuercas de aceros al carbono y
de aceros aleados para bulones, para servicio a alta presión o a alta temperatura, o para ambas condiciones
- ASTM F146 Método de ensayo para la resistencia a los fluidos de materiales para juntas
- ASTM F152 Método de ensayo para la tensión de materiales para juntas no Metálicos
- ASTM F436 Especificación para arandelas de acero endurecido
2.13 MARCO TEÓRICO JURÍDICO
2.13.1 Legislación Boliviana
2.13.1.1 Seguridad
- Reglamento para el diseño, construcción y abandono de ductos.
- Reglamento de Normas Técnicas y Seguridad para las Actividades,
Exploración y Explotación de Hidrocarburos.
2.13.1.2 Medio ambiente
- Ley de medio ambiente N° 1333 del 27-04-1992.
- Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburo D.S. 24335.
- Reglamento Para Construcción Y Operación De Plantas De Almacenaje.
- Reglamento de Contaminación Atmosférica D.S. 24176.
- Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos D.S. 24176.
CAPÍTULO III
INGENIERÍA
PROPUESTA
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
68
Para el inicio del proyecto se llevará a cabo un procedimiento de acuerdo a los
objetivos específicos indicados anteriormente en el capítulo 1.6.2.
En el cuadro inferior se muestra el proceso general de recuperación de CO2 e
inyección al pozo HSR-10, como descripción el CO2 se recupera del acumulador
de reflujo, el cual esta después de la torre contactora de la planta Santa Rosa, el
volumen que ventea, este sistema es de aproximadamente 4.22MMSCFD y que el
mismo se pretende capturar de acuerdo al proceso del esquema inferior.
Figura 10: diagrama final para la captura e inyección de CO2 al pozo HSR-10
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
69
3. INTRODUCCIÓN
La ingeniería propuesta en el presente proyecto, inicia con la determinación del
arreglo del pozo inyector y pozos productores en el campo HSR, para que se
obtenga la mayor eficiencia en el sistema de EOR; una vez definido esto, se
determinarán los parámetros operativos del sistema de inyección de CO2.
Luego, se diseñará el sistema de captura y transporte del CO2 a la salida del
acumulador de reflujo que se ventea a la atmósfera. El diseño constará con un
manifold de succión un sistema de compresión y enfriamiento de CO2 y la
correspondiente línea de inyección al campo HSR.
Con todo esto se determinará la inversión requerida para el proyecto y su posterior
evaluación económica, que determinará la rentabilidad del mismo.
3.1 Áreas con potencial hidrocarburos
Bolivia cuenta con zonas de alto potencial hidrocarburos como demuestran los
estudios geofísicos en las distintas cuencas sedimentarias, constituyéndose estas
como nuevas reservas en un futuro cercano, como ser la cuenca madre de Dios,
Sub-andino Norte y Sur, Pie de monte, el Chaco, Pantanal y el Altiplano. Estas
zonas representan el gran potencial hidrocarburos con el que Bolivia cuenta y es
interés de todos los Bolivianos realizar nuevas exploraciones y conseguir nuevas
reservas de gas y petróleo ya que en la actualidad solo se ha explorado el 14% de
todo el territorio nacional, teniendo Bolivia una gran posibilidad de convertirse en el
centro energético de la región.
3.1.1 Yacimientos susceptible a la aplicación de recuperación EOR
Los yacimientos aptos para la aplicación de métodos de EOR son aquellos que
cuentan con petróleo viscosos (medianamente pesado y extrapesados).
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
70
En Bolivia contamos con campos petrolíferos con estas características, los cuales
se muestran en la tabla siguiente.
TABLA 6: Campos aptos para la recuperación de EOR
CAMPOS APTOS PARA REALIZAR “RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO”
PRODUCTO
HSR H. SUAREZ R. Petróleo y Gas en SoluciónLPS LOS PENOCOS Petróleo y Gas en SoluciónLCS LOS CUSIS Petróleo y Gas en SoluciónPJS PATUJUSAL Petróleo y Gas en SoluciónMGD MONTEAGUDO Petróleo y Gas en SoluciónBJO BERMEJO Petróleo y Gas en Solución
Fuente: Ing. Raúl Maldonado García
Todos los yacimientos mostrados en la anterior tabla con productores de petróleo
y petróleo con gas en solución, con las características necesarias para llevar a
cabo la aplicación de métodos de Recuperación Mejorada, en cuanto a los
aspectos netamente técnicos que se refiere.
El área Humberto Suarez Roca, que abarca los campo Patujusal, los Cusis y
Humberto Suarez Roca, es el más Apto para la aplicación de métodos de
Recuperación Mejorada, especialmente los campos Patujusal Oeste y Humberto
Suarez Roca, por contar con petróleo pesado de una densidad entre (24-35) °API,
y ser actualmente el petróleo más viscoso que produce Bolivia.
De esta manera, mediante el estudio realizado a los campos productores de
petróleo pesado y medianamente pesado con los que cuenta el país, se ha llegado
a la conclusión de que el campo petrolífero Humberto Suarez Roca es el más
representativo por las característica que presenta el tipo de crudo que almacena y
por las característica estructurales con las que cuenta. Razón por la cual se llevará
a cabo la aplicación Práctica del presente Proyecto y por la proximidad que tiene
desde el campo y la planta Santa Rosa de donde se capturará el CO2.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
71
3.1.2 Cronología del campo Humberto Suarez Roca (HSR)
En el centro del campo HSR se halla ubicado aproximadamente en el punto medio
entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-6 cuyas coordenadas UTM son las
siguientes:
X=416657,90 Y=8124218,00 Zt=260 msnm
Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas:
16°53’06”,5 de Latitud Sur.
63°46’46”,7 de Longitud Oeste.
El punto señalado, corresponde aproximadamente con el centro del bloque
productor en el reservorio Sara, donde se tiene una cota de -1897 msnm, del
contacto agua petróleo.
Políticamente el campo Humberto Suarez Roca (HSR) se encuentra ubicado en la
provincia Sara del departamento de Santa Cruz. Está localizado a 111 Km al
norte 38° oeste de la ciudad de Santa Cruz, en la parte central de los lomeríos de
Santa Rosa. A continuación se muestra las propiedades petrofísicas.
TABLA 7: Propiedades Petrofísicas PROPIEDADES PETROFISICAS
FORMACION PRODUCTORA PETACA ARENISCA 1 PIRAI SARA
Espesor Promedio (m) 10.0 2.5 15.0 40.0 Porosidad Promedio (%) 20.0 11.9 14.5 9.5 Saturación de agua (%) 40.0 39.0 29.0 30.0
PROPIEDADES DEL FLUIDO Presión Original (Psi) 1,665 2,627 2,813 2,997
Presión de Burbuja (Psia) --- Temperatura de fondo de pozo
(°F) 121 155 162 155,82
Gravedad Especifica del oíl (°API)
--- --- --- 32
B○ --- --- --- 1.24 Bg 0.008359 0.006007 0.005769
Fuente: YPFB Chaco
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
72
Las propiedades del petróleo del anillo de la arenisca Sara, fueron extractadas del
último estudio de explotación del Campo y fueron calculadas con las correlaciones
existentes. Estas propiedades fueron las básicas para realizar los cálculos de
Ingeniería de Reservorios.
Sin embargo por lo inusual del crudo en el país y por la gran importancia que tiene
en la fabricación de aceite y lubricantes y la obtención de diesel, este petróleo ha
sido analizado cromatográficamente. El análisis está referido al pozo HSR-X1.
Las muestras fueron obtenidas del intervalo 2132 – 2136, con una baja presión de
separación de 100 (psi) a través de un choque 10/64’’.
Las reservas actuales de petróleo en la Arenisca Sara “A” se muestran en la tabla
que mostramos a continuación, los mismos están sustentados por el estudio de
reservas y producción acumulada de la Empresa Petrolera CHACO S.A. que fue
presentado en el mes de agosto del 2006
Tabla 8: Reservas de petróleo “Sara” (sin Casquete de Gas)
CAMPO HSR (RESERVORIO SARA PETRÓLEO) UNIDADES
Volumen Bruto de la Roca 114,067,705,90 m³
Net / Groos Ratio 0,56 Volumen neto de la Roca 64,125,062,00 m³
Ø 0,095 dec. Sw 0,30 dec. Bo 1,24 Bbls/pie³
Vois 2,996,864,09 m³ 1m³ 6,29 Bbls
VOIS 18,85 MMBbls Fac. Rec. 0,23 dec.
Reservas de Petróleo 3,77 MMBbls Fuente: YPFB Chaco
A continuación en la tabla siguiente se muestra cada uno de los pozos productores y pozo inyector con sus respectivas profundidades
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
73
TABLA 9: Coordenadas y profundidad de los pozos productores y pozo inyector
POZO X
COORDENADASY
COORDENADASPROFUNDIDAD
TOTAL (m) ELEVACION
KB HSR-X1 416910.96 8124083.68 2446 256.90 HSR-4 416646.60 8124424.49 2745 276.10 HSR-6 416357.28 8124349.21 2226 261.30 HSR-10
(Inyector) 416629.22 8124242.98 2250 278.20
Fuente: YPFB Chaco S.A.
3.1.3 Selección del pozo inyector y productores
El pozo HSR-X1 (antes SRW-X3), perforado por YPFB en 1982 alcanzó 2446
metros de profundidad final, fue el pozo descubridor de petróleo y gas en el
reservorio Sara del sistema silúrico. Durante su perforación se cumplieron los
objetivos de investigar las areniscas Ayacucho y pirai del devónico y arenisca del
Sara silúrico, considerado como objetivos básicos.
Después de las evaluaciones correspondientes de las formaciones atravesadas,
se concentró la atención en la arenisca Sara, en la que se efectuó una prueba de
producción, en el tramo 2132-2136 mbbp (metro bajo boca de pozo), con
resultados altamente favorables por tratarse de hidrocarburos relativamente
pesado (23-31 ° API). Este nivel corresponde al reservorio Sara “A”
(5,3-29,5) metros de espesor neto productivo de petróleo.
El pozo HSR-4 con 2745,5 metros de profundidad cumplió el programa y los
objetivos propuestos, alcanzando el Bloque Bajo de la estructura y permitiendo la
evolución del mismo. Las pruebas de producción en la arenisca Sara en el Bloque
Alto han resultado positivas, lográndose la producción del petróleo en el reservorio
Sara “A” con espesor productivo 10,6 metros y espesor saturado de gas en el
reservorio Sara “BC” de 33,1 metros de espesor.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
74
Con el pozo HSR-4 se ha definido con más exactitud la faja petrolífera del campo
en el sector central. La prueba de producción en la arenisca pirai tuvo resultados
positivos, constituyendo en un nivel productor de gas. El espesor saturado de
hidrocarburos es de aproximadamente 15 metros.
El pozo HSR-6 con 2226 metros de profundidad, cumplió con el objetivo de
mantener una adecuada producción de petróleo en el campo. Este pozo fue el
menos profundo perforado hasta la fecha, sin haber penetrado la falla “B”. En este
pozo el reservorio Sara “A” tiene 18,9 metros de espesor productivo de petróleo.
El pozo HSR-10 alcanzó una profundidad de 2250 metros. En la arenisca Sara
“BC” se determinó un espesor útil productivo de metros para gas y 20 metros para
petróleo en la arenisca Sara “A”, con una porosidad de 15% y una saturación de
agua de 38%. El petróleo tiene una densidad de 25,3 °API.
Asimismo se determinó que la arenisca Ayacucho tiene un espesor útil de 13
metros, una porosidad de 13% y una saturación de 42%, quedando como
reservorio potencial para una posterior intervención y explotación.
A partir de 1999 la producción de este campo se realizó mediante levantamiento
artificial con agua (Hidraulic Lift) y gas (Gas Lift) como fluido motrices.
En este campo se perforaron 11 pozos, actualmente tres son productores, uno es
sumidero, tres están cerrados por ser improductivos y tres esperando intervención.
La profundidad promedio de estos pozos es de 2300 metros, profundidad a la cual
se encuentra los niveles productores Sara y Pirai.
La producción promedio por día actual de este campo es de 440 barriles de
petróleo y 0,3 millones de pies cúbicos de gas.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
75
Después de evaluar los reservorios penetrados, la atención se centró en la
Arenisca Sara. Se llevó a cabo una sola prueba de producción en el intervalo
2132 - 2136, (profundidad perforada). Esta prueba resultó altamente favorable,
indicando relativamente petróleo pesado de (32º API).
Como la formación está constituida por cuatro bloques es necesario aplicar el
proyecto en uno de estos bloques del reservorio.
Siendo elegido el bloque 146 (pozos: HSR-X1, HSR-4, HSR-6 y HSR-10) por
contar con mayor número de pozos invertido.
Los pozos que se han elegido para llevar a cabo el presente estudio y sus
respectivas funciones son:
HSR-10: Pozo Inyector
HSR-X1: Pozo Productor
HSR-4: Pozo Productor
HSR-6: Pozo Productor
3.1.4 Reserva remanente de petróleo en el bloque 146 (Vres)
Se cuenta con los datos de las reservas de petróleo y la producción acumulada,
así como la reserva remanente en cada pozo del Bloque 146.
TABLA 10: Reserva bloque 146
PARÁMETROS UNID HSR-X1 HSR-4 HSR-6 HSR-10 TOTAL Radio Dren M 117,00 52,00 99,00 34,00 --- Radio Resv. M 230,00 150,00 200,00 100,00 ---
OOIS Bbls 1.845.750 597.534,00 1.520.163,00 272.926 4.236.373 Reserva Bbls 553.725,08 119.506,78 425.645,52 76.419,32 1.175.296,7
Prod. Acum. Bbls 474.735,00 71.486,00 373.560,00 31.726,00 951.507,00 Res. Reman Bbls 78.990,06 48.020,78 52.085,52 44.693,32 223.789,68
Fuente: YPFB Chaco
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
76
Se ha elegido como Pozo Inyector al pozo HSR-10 ya que este se encuentra
actualmente cerrado. Esperando intervención y una buena forma de utilizarlo es
aplicándolo este proyecto de recuperación EOR como Pozo Inyector de CO2, ya
que se encuentra en el centro del Bloque 146.
Como Pozos Productores se han elegido los Pozos HSR-X1, HSR-4 y HSR-6, ya
que se encuentran actualmente en producción mediante levantamiento hidráulico
(Hidraulic Lift) y Levantamiento neumático (Gas Lift).
NOTA: ver anexo 2:
Figura 18: Campo Humberto Suarez Roca
Figura 19: Campo HSR mapa estructural tope arena Sara
Estos cuentan con la sarta de producción instalada, por lo que no será necesario
otro sistema de elevación y podremos hacer un análisis de incremento en la
producción del bloque cuando se implemente el sistema de Re - Inyección de CO2.
Las características como ser, los arreglos superficiales (Cabezales de Pozos) y los
arreglos Sub-Superficiales (Esquema de la Sarta de Perforación) del pozo inyector
mencionado se muestra en detalle en el ANEXOS 2.
Figura 20: Cabezal de pozo HSR-10(Pozo inyector)
Figura 21: Estado Sub-Superficial del pozo Inyector HSR-10
3.2 Determinación de los parámetros de operación
3.2.1 Caudal de inyección de CO2 al pozo inyector HSR-10
El caudal de gas que llega a la planta Santa Rosa, como se menciona en el
capítulo 1.3 es de 40.211 MMSCFD y contiene cerca de 10,5 % de dióxido de
carbono, el mismo que es venteado a la atmosfera.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
77
La capacidad máxima de la Planta Santa Rosa es de 60 MMPCD, para los
posteriores cálculos del diseño de ducto se tomará este valor, para las
prevenciones futuras.
QGas= 40,211 MMSCFD
10,5 % Dióxido de Carbono
Entonces el caudal de dióxido de carbono que se genera por día y que el mismo
será inyectado a través del pozo inyector con un volumen de CO2 de:
40,211 MMSCFD 100%
QCO2 10,5 %
QCO2= 4,22 MMSCFD
Este caudal de dióxido de carbono será inyectado al pozo HSR-10, para la
recuperación mejorada del petróleo.
3.2.2 Calculo de la presión de formación
En este punto la presión de formación la tenemos como datos.
La presión de formación es:
3.2.3 Presión hidrostática CO2
La presión hidrostática de la columna de CO2, se calculará en base a las
condiciones que se encuentra en el arreglo del pozo inyector HSR-10, que tiene
una profundidad de 2250 metros previamente se procederá a calcular la densidad
del CO2. A condiciones de yacimiento.
Pyac= 2742 Psi
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
78
Datos:
Pyac=2883,9 Psi
MCO2= 44,01
R=10,732
γco2=?
PH=?
T= 155,82 ºF
Entonces la presión hidrostática será de:
PH=1, 4212 x h (mts) x γco2
PH=1, 4212 x 2250 mts x 0,2924 gr/cc
3.2.4 Presión de inyección de CO2
La presión de inyección (Piny) generalmente se utiliza a una presión de inyección
de 30% mayor a la presión del yacimiento o reservorio como se muestra a
continuación:
Piny= 2742 Psi+ 2742 Psi (0,30)
PH= 935 Psi
Piny=Pres + Pres (0,30), Psi
Piny = 3564,6 Psi
BTU/hora 1427630,18gasW
pies/ 259,18 3CO2 Lb
cc
gr 2924,0CO2
TR
MPCO
CO2Yac2
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
79
3.2.5 Presión requerida en cabeza del pozo
Pcab= Piny - PH (Psi)
Pcab= 3564,6 – 935 (Psi)
Pcab= 2629,6 Psi 3.2.6 Determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP)
Para determinar la MMP entre el CO2 y el petróleo se calcula de la siguiente forma:
Figura 22: Temperature/bubble-point pressure of Co2 MMP Correlation (Yellin and
Metcalfe), en la cual está bajo la norma SPE-Miscible Displacement of AIME.
Como dato tenemos la temperatura del yacimiento 155,82 ºF
MMP= 1930 Psi 3.2.7 Técnicas Propuestas de Transporte de CO2
En esta sección se describen los aspectos técnicos y económicos del transporte
de CO2 a través de tubos en forma supercrítica, Se busca además optimizar los
aspectos energéticos del transporte por tubería a los puntos de inyección. Así,
luego de haber extraído el CO2, se debe manejar que hacer con él y naturalmente
puede ser utilizado por algún otro proceso o ser tratado como desperdicio y luego
desechado.
Existen 2 opciones o tipos de transporte: Continuo o Discontinuo, ambos
requiriendo de recursos sustanciales en términos de energía y costos. Debido al
comportamiento bajo diferentes presiones y temperaturas del CO2 el transporte
debe ser tratado adecuadamente para evitar formas sólidas.
Previo al inicio del transporte del material este debe ser tratado a través de un
rápido y simple proceso, dependiendo cual sea el tipo de transporte. En el caso de
que el transporte sea continuo, es decir, a través de una tubería el CO2 debe ser
manejado con cambios de temperaturas y de presión mediante un compresor para
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
80
su compactación y con esto una mayor cantidad de flujo puede ser manejado en
menos tiempo. Como se mencionó anteriormente hay dos tipos de transporte:
- Transporte Continuo
- Transporte discontinuo
En nuestro caso el tipo de transporte que se implementará en nuestro tema es el de:
Transporte Continuo.
3.2.8 Transporte Continuo de CO2
Por lo general, el CO2 gaseoso es comprimido a una presión superior a 8 MPa
(1160.3 Psi) con el fin de evitar regímenes de flujo de dos fases y aumentar la
densidad del CO2, facilitando y abaratando su transporte.
3.2.8.1 Propiedades del CO2
Es inodoro e incoloro
Es más denso que el aire a presión atmosférica
Es altamente compresible. A elevadas presiones es un fluido denso a
temperatura ambiente. Por ejemplo, a 100 bar (1450,38 Psi) y 20ºC está en
un estado de fluido denso denominado supercrítico
No es inflamable suele utilizarse como extintor de incendio
Las propiedades Físico - Químico del CO2 puro permiten su transporte en
fase densa con altas presiones y a temperaturas ambiente.
Cualquier transporte que permita contener CO2 a presión superiores
a 80 bar
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
81
Figura 11: Diagrama de presión y temperatura-dióxido de carbono
Tabla 11: Propiedades físicas de dióxido de carbono
CO2 VALOR UNIDAD Pesor Molecular 44,1 g/mol
Densidad (0ºC y 1 atm) 1,977 Kg/m3 Presión Vapor Liquido Saturado 3485 (506) Kpa (Psi)
Temperatura Critica 31,1 ºC Presión Critica 7382 (1071) Kpa (Psi)
Temperatura Triple Punto -56,6 ºC Presión Triple Punto 518 (75) Kpa (Psi)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
82
3.2.8.2 Determinación del factor de compresibilidad
Para la determinación de la compresibilidad de la composición del gas emergente
se determinara con la siguiente manera:
Ver Anexo 2 Figura 23: Compressibility factors for CO2, como dato tenemos la
presión de formación 2742 Psi y la temperatura a la salida del dióxido de carbono
100 ºF:
Entonces Z=0,39
3.2.8.3 Determinación del diámetro del sistema de transporte de CO2
En este punto se procederá a calcular el diámetro de la línea de transporte de
CO2, se tomará en cuenta que para el cálculo del diámetro se calculará con la
máxima capacidad de la planta de gas Santa Rosa, para cubrir futuras previsiones
de transporte de CO2 a través del ducto en caso que aumente la producción de la
planta Santa Rosa.
Para la determinación del diámetro se utilizará las ecuaciones siguientes según la
fuente: GAS PIPELINE HYDRAULICS, E.Shashi Menon.
Con estas ecuaciones se obtendrá diferentes datos donde al finalizar se obtendrá
un solo valor de diámetro óptimo para el transporte de CO2.
Las ecuaciones afectadas para estos cálculos son:
- Ecuación AGA
- Ecuación de Panhandle B
- Ecuación Weymouth
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
83
a) Ecuación de AGA
Dónde:
Q = Caudal de gas (6,3 MMPCD)
E = Eficiencia de la tubería, en valores decimales menores o igual a uno (1)
Tb = Temperatura base en °R (520)
Pb = Presión base en psia. (14,7)
P1 = Presión de salida psia. (2882)
P2 = Presión de llegada psia. (2629,6+14,7=2644,3)
G = Gravedad especifica del gas (aire = 1) (1,445)
Tf = Temperatura promedio de flujo en °R (155,82 ºF)=537,91
Le = Longitud equivalente de la tubería en millas (14,5 Km=9,00 Millas)
Z = Factor de compresibilidad del gas a dimensional (0,39)
D = Diámetro interno de la tubería en pulgadas (¿?)
F=20 (Asumido)
µ=0,0158 (Calculado Figura 17a: Variación de viscosidad con temperatura)
DZLeTfG
PPPb
TbxF 5,2
5,0
221277,38Q
Dx 5,2
225,0
6
39,0991,537445,1
3,26442882
7,14
5202077,38106,3x
In 2,558D
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
84
O NPS 2,5 Pulg, con un espesor de pared de 0,276 Pulg SCH. XS.
Calcular el factor de transmisión con este tamaño de la tubería, utilizando 2
con 0,276 Pulg. De espesor de pared.
Dentro de Diámetro de la tubería D=2,875-2x0,276=2,323 Pulg.
Calculando el Número de Reynolds.
Con el número de Reynolds obtenido, nos da un flujo Crítico.
Nuevamente se calcula el factor de Transmisión corregido con la siguiente
ecuación.
D
QG
Tb
Pb
0004778,0Re
323,20158,0103,6445,1
520
7,140004778,0Re
6
17,3350Re
0007,0
7,3log104F
D
0007,0
323,27,3log4F 10
356,16F
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
85
Con el factor de transmisión corregido obtenemos nuevamente el diámetro óptimo
con la ecuación de AGA.
Por lo tanto en base a la ecuación de AGA, obtenido con la corrección de F, nos
da un Diámetro de 3,277 Pulg.
b) Ecuación de Panhandle A
c) Ecuación de Panhandle B
D, 5,222 5,0
6 39,0991,537445,1
3,264428827,14
5203561677,38106,3x
In277,3D
D, 53,2961,0
22 51,002,1
6 39,0991,537445,1
3,2644 28827,14
5203561677,38106,3x
DZLeTfG
PPPb
Tb 53,2961,0
22 51,002,121
737Q
In 483,2D
DZLeTfG
PPPb
TbE 6182,2
8539,0
22 5394,0 0788,1 2187,435Q
D 6182,28539,0
2 2 5394,0
0788,1
6
39,0991,537445,1
3,26442882
7,14
52095,087,435106,3x
In 52,2D
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
86
d) Ecuaciones Weymouth
En resumen, el diámetro interior mínimo de tubería requerido basado en el flujo de
varias ecuaciones es el siguiente:
Tabla 12: Resumen de diámetros obtenidos con las diferentes ecuaciones nombradas
ECUACIONES DIÁMETROS EN
“PULG” Ecuación de AGA 3,277 Ecuación de Panhandle A 2,52 Ecuación de Panhandle B 2,483 Ecuaciones Weymouth 3,057
En la tabla superior tenemos los resultados de los diámetros obtenido con las
diferentes ecuaciones nombradas, con este resultado obtenemos el promedio del
diámetro interno de 2,834 para el transporte de CO2. Ya que este valor no está
dentro de los rangos comerciales, tomamos el valor de 3 Pulg.
Es importante aclarar el diámetro seleccionado se obtuvo con la máxima
capacidad de la planta, en caso que posteriormente aumente la producción de la
planta y por ende la producción de CO2, esto también va a depender de la
cromatografía del gas.
DZLeTfG
PP
Pb
TbE 667,2
22 5,0
215,433Q
D, 667,2961,0
225,0
6
39,0991,537445,1
3,26442882
7,14
5203561677,38106,3x
In 057,3D
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
87
NOTA: actualmente se está lanzando licitación para la producción de surgencia
del pozo SRS-10, es así que la planta Santa Rosa aumentara su producción y por
ende el venteo de CO2, ya que este pozo contiene cerca de 10,8 CO2 según datos
obtenidos actualmente por YPFB Chaco.
3.2.8.4 Determinación de la especificación del material de transporte de CO2
La especificación o estándar para la determinación del material de ducto, se
basará en la norma:
ASME 31,4 (sistema de transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos por
ductos de tubería). Edición 1992
De acuerdo al párrafo 423.2.6 de la norma que se menciona en la parte superior
indica que: En las líneas de dióxido de carbono, se deben usar materiales que
estén en conformidad con ASTM A 333 y ASTM A 420 (para accesorios).
Entonces la tensión admisible para el uso del sistema de tubería, se basará de
igual forma a la norma ASME 31,4 donde se determina la Resistencia Mínima a la
Fluencia es de: 35000 Psi, grado del material: ASTM 333 GR 6.
Como indica en la tabla 402.3.1 (a) Pág. 28 Edición 1992.
Que la misma se encuentra en la parte inferior, donde nos indica la
estandarización o especificación de los diferentes materiales para diferentes
servicios y accesorios.
Para nuestro caso el material que se utilizará está marcado con color amarillo,
tanto la línea y para los accesorios en la tabla inferior.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
88
Tabla 13: Estándares de materiales
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
89
Tabla 14: Tensiones admisibles para uso de referencia en sistemas de tubería
3.2.8.5 Determinación del espesor nominal de la tubería
El espesor requerido para sección rectas de tubería se determinar de acuerdo a la
siguiente ecuación según norma ASME 31,8 Párrafo 841.11 Pág. 36
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
90
Dónde:
t = Espesor nominal de la tubería (pulgadas).
P = presión de diseño (psi).
S = Esfuerzo mínimo de cedencia del Material (psi). (Ver Tabla 14).
d = Diámetro exterior de la tubería (pulgadas).
F = Factor de Ajuste que depende de la clase de localización=0,60 (ver Anexos
Tabla 31).
E = Factor de junta longitudinal = 1,00 ver (Anexos tabla 32).
T = Factor de temperatura = 1 (ver Anexos Tabla 33)
El espesor de pared requerido para nuestro Ducto es de 0,3 pulgadas, teniendo en
cuenta que la tubería estará expuesta a la corrosión.
3.2.8.6 Conclusión del diseño de ducto en base a norma ASME B31,8 y B31,4
Diámetro : 3 Pulg. (76,2 mm).
Espesor de la Pared : 0,3 Pulg. (7,62 mm).
SCH : 80
Longitud del Ducto : 14,5 Km.
TEFS
dpt
2
TEFS
dPt
2
11600350002
5,33600
,
t
"3,0t
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
91
Especificación : ASTM A 333.
Límite de Cedencia (SYMS) : 35,000 (psig.)
Clase : 1500
Presión máxima de operación (PMO) : 3600 (Psig.)
3.3 Diseño del sistema de compresión de CO2 a la salida del acumulador de reflujo
A continuación se procede a calcular todos los parámetros que influyen en el
sistema de compresión y basándose rigorosamente de acuerdo a la norma
API 618 y siguiendo con los procedimientos de cálculos del GPSA.
3.3.1 Cromatografía del gas que se ventea a la atmósfera
La composición del gas la obtenemos del análisis cromatográfico.
Tabla 15: Composición del gas y con sus parámetros del GPSA
Componentes Fracción
Molar Peso
Molecular
Peso Molecular
Equiv.
Capacidad Calorífica
(100ºF)
Capacidad Calorífica
Final CH4 0,00506 16,042 0,08117 8,65 0,04376 C2H6 0,0007 30,069 0,02104 12,95 0,0906 C3H8 0,00025 44,096 0,011024 18,17 0,00467
I C4H10 0,00005 58,122 0,00290 23,95 0,001197 N C4H10 0,00011 58,122 0,00639 24,08 0,00264 I C5H12 0,00011 72,149 0,00793 29,42 0,003236 N C5H12 0,00010 72,149 0,007214 29,71 0,00297 C6H14 0,00015 86,175 0,01292 35,37 0,00530 C7H16 0,00045 100,202 0,0450 41,02 0,01845 C8H18 0,00051 114,229 0,05825 46,92 0,02392 C9H20 0,00081 128,255 0,1038 35,95 0,0372 CO2 0,9089 44,010 40,00 9 8,1801 N2 0,00022 28,0135 0,00616 9,96 0,00219
H2O 0,08258 18,0153 1,487 8,03 0,663
1,00 (1)
(2)
41,85 (3)=(1)(2)
(4)
9,079 (5)=(1)(4)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
92
Los valores de las columnas 2 y 4 son obtenidos de la tabla del
GPSA Pág. 680 y 315. En base a la composición podemos determinar la gravedad
específica del CO2 y el peso molecular del aire, medidos ambos a 60 ºF y
14,7 Psia.
La relación de los valores específicos “K” para un proceso adiabático está dado
por: Según la GPSA “Ver anexo 3 Figura 36”
Se necesita también el poder calorífico y los valores críticos obtenidos en base a
la tabla anterior.
Tabla 16: Composición del gas y su poder calorífico
Componentes Fracción
Molar BTU/CF
BTU/CF Equiv
CH4 0,00506 909,1 4,6 C2H6 0,0007 1617,8 1,132 C3H8 0,00025 2316,1 0,579
I C4H10 0,00005 30001 0,150 N C4H10 0,00011 3010,4 0,331 I C5H12 0,00011 3698,3 0,406 N C5H12 0,00010 3707,5 0,370 C6H14 0,00015 4403,7 0,660 C7H16 0,00045 5100,2 2,29 C8H18 0,00051 5796,7 2,956 C9H20 0,00081 6493,3 5,259 CO2 0,9089 0 0 N2 0,00022 0 0
H2O 0,08258 0 0
(1)
1,00 (2)
(3)
18,733 BTU/CF
(4)=(2)(3) En la siguiente tabla también se calculará la temperatura crítica y la presión crítica.
964,28
85,41SG 44,1SG
987,1
PmCp
PmCpK
987,1079,9
079,9
K 280,1K
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
93
Tabla 17: Composición del gas, presión crítica y temperatura crítica
ComponentesFracción
Molar
Pc Individual
(Psia)
Pc Equiv. (Psia)
Tc Individual
(ºR)
Tc Equiv (ºR)
CH4 0,00506 667 3,375 343,34 1,737
C2H6 0,0007 706,6 0,494 549,92 0,384
C3H8 0,00025 615,5 0,1538 665,92 0,1664
I C4H10 0,00005 527,9 0,0263 734,41 0,0367
N C4H10 0,00011 550,9 0,0605 765,55 0,0842
I C5H12 0,00011 490,4 0,0539 829 0,0911
N C5H12 0,00010 488,8 0,0488 845,8 0,0845
C6H14 0,00015 436,9 0,0655 913,8 0,13707
C7H16 0,00045 396,8 0,1785 972,9 0,4378
C8H18 0,00051 360,7 0,1839 1024,2 0,522
C9H20 0,00081 330,7 0,2678 1070,8 0,8673
CO2 0,9089 1070 972,523 547,76 497,85
N2 0,00022 492,5 0,1083 227,47 0,050
H2O 0,08258 3200,1 264,26 1165,1 96,21
1,000 Pc=1241,79 Tc=598,658
3.3.2 Datos requeridos para los cálculos de los parámetros del compresor.
La presión critica absoluta= 1241,79
Temperatura crítica absoluta=598,658
V.max=6,3 MMSCFD
SG= 1,44
Presión de succión=70 Psig=84,7 Psia
K=1,28
Temperatura de succión (Ps)=100ºF
Presión de descarga (Pd)=2882 Psia
Presión barométrica= 14,12 Psia
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
94
3.3.3 Diseño de compresor con un etapa
Primeramente se calculará la temperatura de descarga del compresor, con una
sola etapa, con el fin de verificar la relación de compresión que normalmente es
menor de 5.
3.3.3.1 Relación de compresión
3.3.3.2 Determinación de la temperatura de descarga
La ecuación para la determinación de la temperatura de descarga se basará
según la ecuación 13-18 del GPSA pag.319.
En resumen la temperatura de descarga del compresor que se obtuvo en esta
sección es demasiada alta de igual forma la relación compresión es un valor muy
elevado, por lo que será necesario diseñar un compresor de tres etapas, también
se calculó con dos etapas y nos da un valor alto por encima del valor de relación
de compresión normal que es menor a 5.
3.3.4 Diseño de compresor con tres etapas
3.3.4.1 Relación de compresión primera etapa
Sobre el cálculo de esta relación para cada servicio se obtiene dividiendo la
presión de descarga final, para la presión de succión inicial, tomando valores
absolutos para el caso de servicios en varias etapas, se procede a la siguiente
manera:
PsPdR / 7,84/2882R
02,34R
RTsTd K
K
1
0234560 28,1
128,1
,Td
Fº 751Rº 1211 Td
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
95
a) La relación de compresión inicial por etapa se obtiene de.
3.3.4.2 Determinación de la presión de descarga de la primera etapa
Para la relación de compresión de la primera etapa es necesario considerar la
caída de presión inter etapa AP, calculada así:
3.3.4.3 Determinación de la presión de succión de la segunda etapa
Será la presión de descarga de la primera etapa menos la caída entre etapas.
3.3.4.4 Relación de compresión segunda etapa
n PsPdR /1 3 7,84/28821 R
24,31 R
Ps
PdR
11 )(Ps)(RPd 11 )7,84)(24,3(1 Pd
PsiaPd 4,2741
PPdPs 12 54,2742 Ps
PsiaPs 2692
27,32 R
1 7,01,0 PdP 4,2741,0
7,0P
Psia 5P
22 269/2882Rn PsPdR 2/2
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
96
3.3.4.5 Determinación de la presión de descarga de la segunda etapa
Para la relación de compresión de la primea etapa es necesario considerar la
caída de presión inter etapa AP, calculada así:
3.3.4.6 Determinación de la presión de succión tercera etapa
3.3.4.7 Relación de compresión tercera etapa
3.3.4.8 Determinación de la presión de descarga de la tercera etapa
3.3.4.9 Determinación de la temperatura de descarga.
La temperatura de descarga de cada etapa es calculada en base a la temperatura
de descarga para un proceso adiabático en cilindros enfriados con agua de la
siguiente manera:
222 PsRPd 26927,32 Pd
PsiaPd 8802
2 7,0Pd1,0P 8801,0
7,0P
Psia 5,11P
PPdPs 23 5,118803 Ps
Psia 5,8683 Ps
32,33 R
5,86828823 R33 PsPdR
333 PsRPd 5,86832,33 Pd
Psia 28833 Pd
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
97
La ecuación para la determinación de la temperatura de descarga se basará
según la ecuación 13-18 del GPSA pag.319.
3.3.4.10 Determinación de la temperatura de descarga de la primera etapa
3.3.4.11 Determinación de la temperatura de descarga de la segunda etapa
En la temperatura de descarga de la segunda etapa suponemos no hay
enfriamiento entre etapas, ya que Td es baja.
3.3.4.12 Determinación de la temperatura de descarga de la tercera etapa
3.3.4.13 Resultado de las temperaturas de compresión de dos etapas
Observando los cálculos obtenidos con compresión de dos etapas se observa que
las temperaturas son aún muy elevadas, como se observa en la tabla inferior por
lo que será necesario diseñar un sistema de aeroenfriador en la inter-etapa del
compresor con el objeto de viabilizar el transporte de CO2 a través del ducto
diseñado.
1
111 RTsTd K
K
FRTd º 264º 7241
FRTd º478º 9382
24,3560 28,1
128,1
1
Td
R K
KTsTd
1
2
122 RTsTd K
K 27,3724 28,1
128,1
2
Td
FRTd º759º 12192
3
123 RTdTd K
K 32,3938 28,1
128,1
3
Td
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
98
Tabla 18: Resumen del sistema de compresión de dos etapas PRESIONES
Presión de succión
Presión de descarga 1
Presión de succión 2
Presión de descarga 2
Presión de succión 3
Presión de descarga 3
84,7 Psia 274,4 Psia 269 Psia 880 Psia 868,5 Psia 2883 Psia TEMPERATURAS
Temp. De Succión 1 Temp. De descarga 1 Temp. De descarga 2 Temp. De descarga 3100 ºF 264 ºF 478 ºF 759 ºF
3.4 Diseño del sistema de Aero-enfriador en la inter etapa del compresor
Los datos para el diseño del aeroenfriador, como ser la temperatura de descarga 1
del compresor y la presión de descarga 1 serán tomados en este capítulo, estos
datos soy muy importante para el diseño del aeroenfriador y también tenemos el
máximo flujo de gas de 6,3 MMSCFD de dióxido de carbono.
Figura 12: Esquema del sistema de compresión del CO2
3.4.1 Parámetros operativos del aeroenfriador
Presión de succión del compresor = 84,7 Psia
Presión de descarga del compresor = 880 Psia
Máximo flujo a ser enfriado = 6,3 MMSCFD
Temperatura del fluido aguas arriba del compresor = 100 ºF
Temperatura del fluido aguas abajo del compresor = 478 ºF
Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador = 110 ºF (ideal)
3.4.2 Parámetros de diseño del aeroenfriador
Temperatura del fluido aguas arriba del aeroenfriador = 478 ºF
Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador = 110 ºF
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
99
Temperatura ambiente del lugar = 101,3 ºF (asumiendo para el cálculo el
día más cálido )
Presión del fluido aguas arriba del aeroenfriador = 880 Psia
Máximo flujo de gas de CO2 a ser enfriado = 6,3 MMSCFD de CO2
3.4.2.1 Aproximación del coeficiente de transferencia global de calor
Se asume una aproximación del coeficiente de transferencia global de la
figura 10-10 del GPSA Ver anexo 4 “Tabla 37”
Se asume este valor de transferencia global de calor en función a la presión
del gas a ser enfriado.
3.4.2.2 Cálculo aproximado del incremento de temperatura del aire
3.4.2.3 Cálculo de la corrección de diferencia de temperatura media
Cuando la corrección de diferencia de temperatura media (CMTD) primero se
calcula la diferencia de la temperatura media logarítmica (LMTD)
2,4Ux
121
210
1ta t
TTUx
3,1012
110478
10
12,4ta
Fº 100ta
101,3201aire
110 478 gas
12
21
tt
TT
12
21
1221LMTD
tT
tTLN
tTtT
3,101110
2014783,101110201478
LMTDLN
Fº 5,77LMTD
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
100
Una vez determinada la diferencia de temperatura media logarítmica, se determina
la corrección de diferencia de temperatura media (CMTD).
Este valor se obtiene del fig-9-7 del GPSA, Ver anexo 4, Figura 28
3.4.2.4 Cálculo de la carga térmica
correccion LMTDCMTD de factor
7,33,101201
110478
12
11
26,03,101478
3,101201
11
12
tt
TTR
tT
ttP
: ionde correccfactor
96,04 f
4f
96,03,66 CMTD Fº 6,63CMTD
1
1
V
QWgas
MP
TRZdV
1
111
85,416067
52134,831495,01
VKg
m 3201 V
20
06,2gasW
Kg
Lb
horaWgas
12046,2
1
seg 3600Kg/Seg. 103,0
Segm 064,2
Pie
028316,0 3600
1
241063,6
3
3
33
1 mSeg
Hora
Horas
Dia
DiaPieQ
segkgWgas 103.0
gasgas WTTCPQ *21
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
101
3.4.2.5 Cálculo de la superficie requerida
A una vez calculada la carga térmica se calcula la superficie requerida
3.4.2.6 Cálculo de la cara del área
Para el cálculo de la cara del área se usará el factor APSF de la figura 10-11 del
GPSA, ver Anexo 4, figura 29.
3.4.2.7 Cálculo de la unidad de ancho en función a la longitud del tubo asumida.
La longitud de tubo comúnmente asumida está en el rango de 4 ft-30ft
3.4.2.8 Cálculo del número de tubos necesario
Para la determinación del número de tubos se usará el factor APF de la figura
10-11 del GPSA. Ver anexo 4, Figura 29
Lb/Hora 5,817gasW
BTU/hora ,42731326Q
CMTDUx
QAx
5,817110478079,9Q
6,634,2
2731326,4Ax
ft 2 10225Ax
APSF
AxFa
80,4
10225Fa
ft 127Fa 2
L
FaWidth
20
127Width
ftWidth 6
LAPF
AxNt
2058,5
10225
Nt
92Nt
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
102
3.4.2.9 Cálculo de la velocidad másica en los tubos
Se asume un numero de pasos y tomando el valor leído del área del tubo dentro
de la sección transversal (At) de la figura 9-25 del GPSA”Figura 30”
Nota: el valor del punto 3.4.2.7 es 4 y es menor a los estándares establecidos en
la tabla del GPSA, por lo tanto se asumirá con el menor valor que es 8, de acuerdo
a lo que indica en la tabla 9-25 del GPSA, Ver anexo 4 figura 30
3.4.2.10 Cálculo del número de Reynolds modificado
El valor del diámetro interno del tubo se obtiene de la fig. 9-25 del GPSA, ver
anexo 4, figura 30 y el valor de la viscosidad del gas se obtiene de la figura 23-25
del GPSA, ver Anexo 4, figura 31.
3.4.2.11 Cálculo de la perdida de carga en los tubos
Para el cálculo de la perdida de carga en los tubos se utilizará la ecuación de la
figura 10-14 (Figura 34) y la figura 10-15 (Figura 33) del GPSA
Primero se debe determinar el valor del coeficiente de fricción de moody el cual se
lo determina con la siguiente ecuación o de la figura 10-15 (friction factor for Fluids
Flowing inside Tubes) del GPSA. Ver anexo 4, figura 33.
AtNt
NpWtGt
3600
144
3526,0923600
35,817144
Gt
sec3
2ft
ftGt
GtDi
Nr
0155,0
3670,0 Nr
130Nr
NpBNpLyf
APf
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
103
De la figura 10-15 se obtiene con Nr=130
Segundo paso para determinar la caída de presión en los tubos, se debe
determinar el valor del factor de corrección de la figura 10-14 del GPSA, Ver anexo
4, Figura 34, en los pasos anteriores se ha determinado la velocidad másica del
fluido.
Con este valor se intersecta con el valor de la gravedad específica
de esta manera se obtiene el factor de corrección.
Tercer paso es determinar el valor del factor de corrosión de viscosidad el cual se
obtiene de la figura 10-19 del GPSA, Ver anexo 4, figura 35
Entonces el resultado será:
3.4.2.12 Cálculo del coeficiente de traspaso superficial de calor
Para la determinación del coeficiente de traspaso superficial de calor en el tubo se
usará la ecuación de la figura 10-13 (Figura 37) y figura 10-12 (Figura 36) del
GPSA
Obtenemos la figura 10-12 del GPSA de la figura 36 con viscosidad
de 0,0155 Cp,=0.0325.
f
0023,0f
sec3
2ft
lbGt
0,2B 2 y
1
NpBNpLy
fAPf 32,0
1
32020,0023APf
Psi876,0APf
Dik
Cpkj
ht
3/1
k
Cpk
3/1
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
104
Ver anexo 4 figura 37 De la figura 10-13 del GPSA se obtiene el valor de en
función al número de Reynolds modificado Nr=130, Ver Anexo 4, figura 37
Entonces calculamos
3.4.2.13 Cálculo de la cantidad de aire
3.4.2.14 Cálculo de la velocidad del aire
3.4.2.15 Determinación del coeficiente de traspaso de calor del aire
El coeficiente de traspaso de calor del aire es leído de la figura 10-17 del GPSA,
Ver anexo 4, figura 38.
3.4.2.16 Cálculo del área del ventilador
j
900j
""ht670,0
10325,0900 ht Fº ftBTU/hr 44 2ht
Ata
QWa
24,0 10024,0
4,2731326
Wa
Lb/hr 113805Wa
482,76
WaGa
482,76
113805Ga
.hftLb/ 1488 2Ga
ft F.ºBTU/hr 6,35ha 2
Nro fans
Fa,FAPFanfan area/f
4002
12740,0 FAPF
/fanft4,25 2 FAPF
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
105
3.4.2.17 Cálculo del diámetro requerido del ventilador
3.4.2.18 Cálculo estático de caída de presión del aire
Para este cálculo se determina el valor de la Fp (factor de caída de presión del
aire) de la figura 10-18, Ver anexo 4, figura 40 y el valor de Dr (relación de
densidades en función a la altura del lugar) de la figura 10-16 del GPSA, Ver
anexo 4, figura 39.
Se determina la temperatura promedio del aire de la siguiente ecuación:
Con los valores obtenidos se resuelve la siguiente ecuación para determinar la
caída estática de presión del aire, N Numero de filas se obtiene de la fig. 10-11
del GPSA, Ver anexo 4, figura 29
3.4.2.19 Cálculo del volumen real del aire
En este paso se debe usar el valor de , a la temperatura de entrada al
ventilador para resolver de la siguiente ecuación, el volumen de aire real
π
(FAPF)4
5,0
diametrofan π
diametrofan)4,25(
4 5,0
ftdiametrofandftdiametrofan 6 6,5
2,
21 ttavgTa
2
2013,101,
avgTa
FavgTa º 151,
RD
NFpPa
90,0
30360,0 Pa
of water puPa lg12,0Δ
Fº 3,1011 t0749,060
Wa
RDACFM
RD
0749,06094,0
113805
ACFM
/mft 26940M 3ACF
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
106
Para dos ventiladores (2 fans) se requiere un volumen real de aire de:
3.4.2.20 Cálculo de la presión total del ventilador
Para la aproximación de la presión total del ventilador utilizando DR para el aire del
ventilador y el área del ventilador.
3.4.2.21 Cálculo de la potencia de freno por ventilador (HP)
Para la aproximación del Brake Horsepower por ventilador se usará un eficiencia
del 70% por ventilador.
3.4.2.22 Cálculo de la potencia requerida
Para el cálculo de la potencia requerida, considerando una eficiencia de motor
de 92%
3.4.2.23 Cálculo de la superficie extendida
mft / 13470 3
44005
2
2
D
ACFMApaPf
464005
2694012,0
2
2
Pf
of waterinchesPf 177,0
70,06356
/
PffanACFM
BHP
70,06356
177,013470
BHP
ventiladorcadaporBHP HP 54,0
92,0
BHPpotencia
92,0
54,0potencia
HPpotencia 6,0
APSFFaareasurfaceExtended 4,80127 areasurfaceExtended
ft 10211 2areasurfaceExtended
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
107
3.4.2.24 Resultados de los cálculos del aeroenfriador
el tipo de aeroenfriador diseñado es de tipo forzado (de aspiración
mecánica)
un parámetro importante en el diseño es la temperatura del aire del
lugar, la cual se determinó en función a un registro de temperatura
siendo esta 35,5 ºC (101 ºF)
la longitud de los tubos requerida es de 20 ft, el ancho requerido para el
diseño es de 6 ft, con los cuales se requiere un área de 10225 ft2
el aeroenfriador requiere de 2 ventiladores de 6 ft de diámetro cada uno
de ellos
la potencia requerida por ventilador es de 0,54 HP = 1 HP con la cual se
garantizará el proceso de enfriamiento del dióxido de carbono.
El número de tubos requeridos para el aeroenfriador es de 92 unidades
de 1” de diámetro externo y espesor 0,165 Pulg.
Temperatura del dióxido de carbono aguas abajo del aeroenfriador
110 ºF con este resultado se prosigue a calcular la temperatura de
descarga de la segunda etapa del compresor y presión de descarga
después del aeroenfriador.
3.4.3 Cálculo de la potencia requerida para la compresión.
La potencia requerida por cada etapa y para 1MMSCFD medidos a 14,4 Psia y
temperatura de succión, se determinara en 2 partes.
1. Potencia básica por millón
2. Corrección de potencia esto es en la corrección que se debe añadir la potencia
básica debido a la caída de presión en válvulas y pasajes etc.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
108
3.4.3.1 Determinación de la potencia requerida para la primera etapa
Para la determinación de la potencia requerida se basara en la ecuación 13-21
proporcionada según la GPSA
K=1,28
R1=3,24
Ps=Presión de succión=84,7 Psia
Ts=100 ºF+460=560ºR
Pc=1241,79 Psia
Tc=598,658 Psia
Zs1=Factor de compresibilidad a presión y temperatura de succión
Zd1=Factor de compresibilidad a presión y temperatura de descarga
Zo=factor de compresibilidad a presión y temperatura de 14,7 Psig (60 ºF)
Para calcular los factores de compresibilidad se procede de la siguiente manera.
Y con la figura 26 y 27 Anexo 3
Presión reducida de succión=
Temperatura reducida de succión=
De la tabla anterior se obtiene Pc y Tc
oK
K
Z
ZdZsRPsiaMMCFDBHP
1
2K
1-K 9,46)Tsy 4,14( /
111
1
Pc
PsP Rs
Tc
TsTRs
068,079,1241
7,84 RsRs P
Pc
PsP
935,0658,598
560 RsRs T
Tc
TsT
967,01 Zs
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
109
Corrección de potencia por perdida de presión para compresores separables es:
SG=1,44
Ts1 =100 ºF=560 ºR
Zo = 0,994
La potencia total para la primera etapa para 1MMCFD será:
22,079,1241
4,2741
11 RdRd P
Pc
PdP
21.1658,598
7241
11 RdRd T
Tc
TdT
96,01 Zd
011,079,1241
7,14 Ro
oRo P
Pc
PP
21.1658,598
7241
11 RdRd T
Tc
TdT
994,0 oZ
994,0
1
2
96,0967,024,3
1,28
1-1,28 9,46)Tsy 4,14( / 28,1
128,1
PsiaMMCFDBHP
8,12)Tsy 4,14( / PsiaMMCFDBHP
6027
/.oZTs
SGMMCFDBHCorrec
994,0724
1,446027/.
MMCFDBHCorrec
12/. MMCFDBHCorrec
128,12)4,14(/ 1 TsMMSCFDBHP
8,24/ MMSCFDBHP
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
110
Para los 6,3 MMSCFD primeramente corregimos este volumen a las condiciones
de 14,4 y temperatura de succión.
Ts1=100ºF=560ºR
Zo= 0,99
Z`=factor de compresibilidad a 14,4 y Ts
La potencia para la primera etapa será de:
oZ
ZTsMMSCFDTsMMSCFD
´
5204,14
7,14)4,14(
11
011,079,1241
4,144,14 Pc
PcPc
93,0658,598
560 Tc
Tc
TsT R
9942,0´ Z
99,0
9942,0
520
560
4,14
7,143,6 MMSCFD
955,6MMSCFD
8,24955,6/ MMCFDBHP
5,172/ MMCFDBHP
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
111
3.4.3.2 Determinación de la potencia requerida para la segunda etapa final
Dónde:
K=1,28
R2=3,27
Ts2=724 ºR=264 ºF
Td2=938 ºR= 478 ºF
Ps2=269 Psia
Pd2=880 Psia
Pc=1241,79 Psia
Tc=598,6 ºR
Zo=0,98
Con Pr y Tr se obtiene del Anexo 3, figura 26 y 27
Presión reducida de succión=
Temperatura reducida de succión=
Presión reducida de descarga=
Temperatura reducida de descarga=
oK
K
Z
ZdZsR
K
KPsiaMMCFDBHP
1
2
1- 9,46)Tsy 4,14( /
222
12
22,079,1241
269
Pc
Ps 2
21,1658,598
7242
Tc
Ts96,0 Zs 2
712,079,1241
8802
Pc
Pd
55,1658,598
9382
Tc
Td945,0 Zd 2
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
112
Corrección de potencia por perdida de presión para compresores separables es:
La potencia total para la primera etapa para 1MMCFD será:
Para los 6,3 MMSCFD medidos a 14,4 Psia y la temperatura de succión de la
segunda etapa es:
Calculamos Z´´
Presión reducida=
Temperatura Reducida=
98,0
1
2
945,096,027,3
28,1
1-28,1 9,46/ 28,1
128,1
MMCFDBHP
13/ MMCFDBHP
6027
/.2 oZTs
SGMMCFDBHCorrec
98,0724
44,1 6027/.
MMCFDBHCorrec
12/. MMCFDBHCorrec
1213 )Ts 4,14( / 2 yMMCFDBHP
25 )Ts 4,14( / 2 yMMCFDBHP
Fº 60y 14,7
T 4,14´´
5204,14
7,14)Tsy (14,4 /
S222
y
Z
ZTMMSCFDMMCFDBHP
o
S
011,079,1241
4,144,14
Pc
2,1658,598
7242
Tc
Ts97,0Z´´
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
113
Si comparamos este valor con el obtenido para la primera etapa observamos que
este último es ligeramente mayor que el primero, esto se justifica por que la
temperatura de la segunda etapa es mayor.
La potencia para la segunda etapa:
3.4.3.3 Determinación de la potencia requerida para la tercera etapa final
Dónde:
K=1,28
R3=3,32
Ts3=570 ºR=110 ºF
Td3=741ºR=281 ºF
Ps3=868,5 Psia
Pd3=2883 Psia
Pc=1241,79 Psia
Tc=598,6 ºR
Zo=0,98
Con Pr y Tr se obtiene del Anexo 3, figura 26 y 27
99,0
97,0
520
724
4,14
7,143,6)Tsy (14,4 / 2MMCFDBHP
77,8)Tsy (14,4 / 2 MMCFDBHP
2577,8 / MMCFDBHP
3,219 / MMCFDBHP
oK
K
Z
ZdZsR
K
KPsiaMMCFDBHP
1
2
1- 9,46)Tsy 4,14( /
333
13
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
114
Presión reducida de succión=
Temperatura reducida de succión=
Presión reducida de descarga=
Temperatura reducida de descarga=
Corrección de potencia por perdida de presión para compresores separables es:
La potencia total para la primera etapa para 1MMCFD será:
Para los 6,3 MMSCFD medidos a 14,4 Psia y la temperatura de succión de la
segunda etapa es:
7,01241,79
868,53
Pc
Ps
95,0658,598
5703
Tc
Ts67,0 Zs3
3,279,1241
28833
Pc
Pd
24,1658,598
7413
Tc
Td
6,0 Zd 3
98,0
1
2
6,067,032,3
28,1
1-28,1 9,46/ 28,1
128,1
MMCFDBHP
64,8/ MMCFDBHP
6027
/.3 oZTs
SGMMCFDBHPCorrec
98,0570
44,1 6027/.
MMCFDBHPCorrec
49,7/. MMCFDBHPCorrec
49,78,64 )Ts 4,14( / 2 yMMCFDBHP
16,13 )Ts 4,14( / 3 yMMCFDBHP
Fº 60y 14,7
T 4,14´´´
5204,14
7,14)Tsy (14,4 /
S333
y
Z
ZTMMSCFDMMCFDBHP
o
S
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
115
Calculamos Z´´´
Presión reducida=
Temperatura Reducida=
La potencia de las tres etapas para comprimir los 6,3 MMSCFD a las condiciones
requeridas será:
Es necesario agregar un 3% para compensar pérdidas por bombas de agua,
lubricantes y de más accesorios etc.
3.4.3.4 Conclusión del diseño de dos etapas de compresión de CO2
Tabla 19: Resultados de parámetros de compresor de tres etapas con
aeroenfriador PRESIONES DE SUCCION Y DESCARGA
HP
T
OT
AL
5
21
Presión de succión
Presión de descarga 1
Presión de succión 2
Presión de descarga 2
Presión de succión 3
Presión de descarga 3
84,7 Psia 274,4 Psia 269 Psia 880 Psia 868,5 Psia 2883 Psia
TEMPERATURAS DE SUCCION Y DESCARGA
Temp. De succión 1
Temp. De descarga 1
Temp. De succión 2
Temp. De descarga 2
Temp. De succión 3
Temp. De descarga 3
100 ºF 264 ºF 264 ºF 478 ºF 110 ºF 281 ºF
110,72219,3 5,172 TOTAL BHP
505TOTAL BHP
521TOTAL BHP
955,0Z´´´0,011
1241,79
14,44,14
Pc
95,0658,598
5703
Tc
Ts
98,0
955,0
520
570
4,14
7,143,6)Tsy (14,4 / 3MMCFDBHP
87,6)Tsy (14,4 / 2 MMCFDBHP 13,1687,6 / MMCFDBHP
72,110 / MMCFDBHP
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
116
Se obtuvo una temperatura muy elevada y se diseñó el aeroenfriador, para
disminuir la temperatura en la misma como se indica arriba.
En resumen se presenta en la figura 13, de todo el proceso de datos obtenidos de
la ingeniería que se hizo anteriormente, como ser: el sistema de recuperación de
CO2, el sistema de compresión del CO2 e aeroenfriador y por lo tanto al pozo
inyector HSR-10.
Figura 13: Diagrama final para la captura e inyección de CO2 al Pozo HSR-10
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE COSTOS
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
118
4.1 ANÁLISIS DE COSTOS
Un aspecto importante en todo proyecto es el económico, este determinará la
rentabilidad o no del proyecto presentado. Este análisis debe mostrar si la
aplicación del proyecto “DISEÑO DE UN SISTEMA DE RECUPERACION DE CO2
EN LA PLANTA DE GAS SANTA ROSA Y SU RE-INYECCION EN EL CAMPO
HUMBERTO SUAREZ” justificará la inversión que se debe realizar y mostrar la
utilidad que generaría la aplicación de este método de recuperación.
En la evaluación económica de proyectos existen dos grupos de criterios de
aplicación; ellos son los criterios subjetivos y los criterios objetivos.
4.1.1 Los criterios subjetivos
Están basados en características intangibles por lo que resulta dificultoso
cuantificarlos, pero no deben ser dejados de lado durante el proceso de selección
ya que en algunas oportunidades estos puedan predominar por sobre los análisis
objetivos en la toma de decisiones.
4.1.2 Los criterios Objetivos
Se basan en parámetros que pueden ser determinados a través de métodos de
evaluación de proyectos. Los principales métodos de evaluación de proyecto son:
- Método contable o de la rentabilidad marginal
- Flujo de fondos descontados
- Tasa interna
- Valor Actual
- Periodo de recuperación con actualización de fondos
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
119
4.1.3 Parámetros de evaluación de proyectos
Los principales parámetros o indicadores que se toman en cuentan para la
evaluación económica de un proyecto y sus definiciones son:
4.1.3.1 Inversión
La inversión se define como la cantidad inicial de dinero que es necesario emplear
para poner en marcha el proyecto.
La inversión puede provenir de un capital propio de la empresa, como también
puede ser financiado en parte por un banco o alguna otra entidad financiera.
4.1.3.2 Valor Actual Neto (VAN)
El Valor Actual Neto (VAN), es un criterio financiero para el análisis de proyectos
de inversión que consiste en determinar el valor actual de los flujos de caja que se
esperan en el transcurso de la inversión, tanto de los flujos positivos como de las
salidas de capital (incluida la inversión inicial), donde estas se representan con
signo negativo, mediante su descuento a una tasa o coste de capital adecuado al
valor temporal del dinero y al riesgos de la inversión. Según este criterio, se
recomienda realizar aquellas inversiones cuyo valor actual neto sea positivo.
4.1.3.3 Tasa Interna de Retorno (TIR)
La tasa interna de retorno (TIR), es el tipo de descuento que hace que el VAN
(Valor Actual o Presente Neto) sea igual a cero, es decir, el tipo de descuento que
iguala el valor actual de los flujos de entrada (Positivos) con el flujo de salida inicial
y otros flujos negativos actualizados de un proyecto de inversión. En el análisis de
inversiones, para que un proyecto se considere rentable, su TIR debe ser superior
al coste del capital empleado.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
120
4.1.3.4 Flujo de caja de fondos
Es un estado de resultados que abarca periodos de tiempo futuros y que ha sido
modificado para mostrar solamente el efectivo: los ingresos de efectivos y los
egresos de efectivos, y el saldo de efectivo al final de periodos de tiempo
determinado.
Es una excelente herramienta, porque le sirve para predecir las necesidades
futuras de efectivo antes de que surjan.
4.2 Evaluación económica del proyecto
La evaluación económica del presente proyecto se realizó primeramente tomando
en cuenta los gastos en material y en el montaje de los equipos y mantenimientos.
Para la evaluación económica se realizó el flujo de caja así obteniendo el
VAN y TIR a un precio de 27,11 $/bbl
La evaluación se realizó con el precio del barril de petróleo por el cálculo de las
ventas del volumen de petróleo a recuperar, para de esta manera obtener un
estimado de “utilidad General”.
Luego se realizó la evaluación económica mediante la generación de un flujo de
caja o de fondos en el cual se realizaron las comparaciones entre los ingresos,
(venta de petróleo), Egresos, (Pago de impuestos y regalías, Gastos de operación
y gastos de mantenimiento) y la inversión que requerirá el proyecto de esta
manera obtener un estimado de “UTILIDAD NETA”
Los datos de las inversiones estimadas han sido considerados de otros proyectos
de igual magnitud al igual que los precios de montaje de línea y compresor.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
121
Para el cálculo del ingreso por la venta de petróleo se ha considerado el precio de
petróleo considerado anteriormente y para los egresos se ha considerado el pago
de impuestos y regalías departamentales.
4.3 Ingresos por la venta de petróleo estimado a recuperar
Los volúmenes estimados de petróleo a recuperarse en el Campo Petrolero HSR
han sido calculados con el software “CO2 Prophet and Waterflood” en el mismo
luego se procedió a introducir los datos petrofísicos del campo denominado. Como
se ve en la siguiente figura.
FIGURA 14: Introducción de datos al software Prophet
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
122
Figura 15: Introducción de datos al software Prophet
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
123
Figura 16: Introducción de datos al software Prophet
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
124
Figura 17: Introducción de datos al software Prophet
Una vez que se introdujo todos los datos requeridos en el software, el mismo nos
da como resultado la cantidad de petróleo a recuperar en un periodo de 9 años
como se ve en la siguiente figura.
TABLA 20: Producción de Petróleo en 9 años
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
125
Para el cálculo del valor de la producción en el mercado se considera el precio
como se ve en la siguiente tabla con el cual podremos determinar el ingreso por la
venta del petróleo estimado a recuperar.
TABLA 21: Precio del Barril de Petróleo
Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos
En las siguientes tablas se muestra los ingresos anuales en 6 años (27.11 $/bbl),
por la venta del volumen del petróleo se obtiene:
TABLA 22: Ingreso por venta de petróleo (27.11 $/bbl)
TIPO VOLUMEN en 6 años
PRECIO DEL BARRIL DE PETROLEO
VENTA
Unid Bbls $US/BLS $US Petróleo 854.600,00 27.11 23.168.206,00
En esta tabla se muestra los ingresos por la venta de petróleo aún no se considera
en este balance los gastos de mantenimiento e operación y otros.
4.4 Pago de Impuesto y Regalías Departamentales
Considerando la nueva ley de Hidrocarburos, donde se debe tributar 32 % + 12%
de regalías departamentales y de 6% al TGN y YPFB.
A continuación se presenta un cuadro del precios del barril de petróleo
(27.11 $/bbls)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
126
TABLA 23: Pago de Impuestos (27.11 $/bbl)
En este cuadro se presenta todos los impuestos a la producción de petróleo
durante los 6 años de duración del proyecto.
4.5 Gastos de operación y mantenimiento
Se ha realizado una estimación sobre los principales gastos que se debe incurrir
en el mantenimiento y la operación del proyecto. Estos gastos se muestran a
continuación en la tabla siguiente:
TABLA 24: Gastos de Mantenimiento y Operación (27.11 $/bbls)
4.6 Inversión
La inversión que requerirá el presente proyecto para el montaje y costo del
material del compresor e aeroenfriador y la línea de 3 Pulg. a continuación se
presenta las siguientes tablas.
IMPUESTOS: % GASTOS ($us) EN LOS 6 AÑOS
Regalías 12% 0,12 2.780.184,72 TGN-YPFB 6% 0,06 1.390.092,36
IDH 32% 0,32 7.413.825,92
TOTAL 0,50 11.584.103,00
GASTOS DE MANTENIMIENTOS Y OPERACIÓN
GASTOS ($us) EN LOS 6 AÑOS
Gastos de Mant. Y Operación 4.077.152,42
TOTAL GASTOS 4.077.152,42
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
127
TABLA 25: Costo de Compresor y Aeroenfriador Costo del Material y Montaje
de Compresor y Aeroenfriador1.276.459,53 $US
TABLA 26: Planilla de costo de montaje de Compresor e Aeroenfriador
(NOTA: los costos unitarios son datos proporcionados por PETROSUR.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
128
Tabla 27: Costo de la línea y montaje Construcción y montaje
de la línea de 3" 1,697,915.48 $US
TABLA 28: Planilla de costo de montaje de la línea de 3” (NOTA: los costos unitarios son datos proporcionados por PETROSUR
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
129
4.7 Utilidad general
Finalmente obtenemos un estimado de utilidad general en los 6 años que dura el
proyecto para el precio de barril de 27.11 $/bbl, tomando en cuenta el pago de
impuestos, inversión y venta de producción de petróleo.
TABLA 29: Utilidad general (27.11 $/bbl)
4.8 Flujo de caja
Finalmente, en función a consideraciones anteriores se presenta un flujo de caja
estimado para cada caso del precio de barril de petróleo que se muestra en la
siguiente s tablas en la parte inferior, en las cuales se tiene el cálculo la venta de
petróleo en función al precio mencionado en un lapso de 6 años; así como el
cálculo del TIR y el VAN para el proyecto y la utilidad Neta estimada que generará
el proyecto para una TASA DE RETORNO REQUERIDA (TRR) de 10%.
TABLA 30: Flujo de ingresos e egresos (27.11$/bbl)
UTILIDAD GENERAL 7.506.950,58 $us
CAPÍTULO V
CONCLUCIONES Y
RECOMENDACIONES
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
131
Una vez finalizado el estudio Técnico-Económico del presente proyecto, se ha
llegado a las siguientes conclusiones y recomendaciones:
5.1 Conclusiones
Se han determinado los equipos y todos los parámetros que intervienen en el
diseño de cada uno de los sistemas y además una estimación de producción de
petróleo en el tiempo que dura el proyecto y el costo del proyecto de referencia:
Se obtuvo los resultados sobre la ingeniería de detalle, en base a estos se
procedió a calcular los parámetros que influyen en estos equipos, que son:
- Compresor Reciprocante de 3 etapas.
- Un Aeroenfriador entre la etapa del compresor como se ve en la figura 12
- Ducto de transporte para el CO2 al pozo inyector HRS-10.
El estudio determinó el arreglo de pozos productores e inyector. Siendo el
HSR-10 el inyector y los pozos HSR-1 HSR-4 y HSR-6 como productores,
como resultados estos pozos están en condiciones de aplicarse a este
proyecto.
Se determinó los parámetros de diseño de la línea de transporte de CO2
bajo la norma ASME 31.8, con las siguientes características:
- Diámetro : 3 Pulg. (76,2 mm).
- Espesor de la Pared : 0,3 Pulg. (7,62 mm).
- SCH : 80
- Especificación : ASTM A 333.
- Límite de Cedencia (SYMS) : 35,000 (psig.)
- Clase : 1500
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
132
Se determinó el dimensionamiento del aeroenfriador con las siguientes
características:
- El aeroenfriador es de tipo forzado de aspiración mecánica.
- La longitud de los tubos requerida es de 20 ft.
- El ancho requerido es de 6 ft. Se requiere un área de 10225 ft2.
- La cantidad de tubos requeridos es de 92 unid de 1” y espesor de 0,165”
Se determinó los parámetros del compresor con las siguientes
características:
PRESIONESPresión de
succión Presión de descarga 1
Presión de succión 2
Presión de descarga 2
Presión de succión 3
Presión de descarga 3
84,7 Psia 274,4 Psia 269 Psia 880 Psia 868,5 Psia 2883 Psia TEMPERATURAS
Temp. De Succión 1 Temp. De descarga 1 Temp. De descarga 2 Temp. De descarga 3 100 ºF 264 ºF 478 ºF 759 ºF
Se determinó un estimado de producción en los 6 años de 854.600,00 Bbls.
Del análisis de costos se obtuvo una inversión de 2.974.375,01 Dólares,
entre los costos de instalación, montaje de los equipos mencionados. Del
análisis económico se obtuvo los siguientes indicadores al precio del barril
de petróleo:
INDICADORESPRECIOS DEL BARRIL DE PETROLEO
27.11 $/bbl
VAN 3.533.789,50 $
TIR 99%
PRI 6 años
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
133
5.2 Recomendaciones
Dado, los resultados obtenidos en el presente estudio se recomienda:
Se recomienda la aplicación del proyecto estudiado, para aumentar la
eficiencia de producción del Campo HSR, para minimizar las
emisiones de CO2.
Según el protocolo de KIOTO, todos los países que emiten grandes
cantidades de CO2 y que pasen los límites de emisiones, serán
sancionados. Bolivia aún no está dentro de los países con grande
emisiones de CO2, sin embargo debemos tener alternativas eficientes para
seguir un lineamiento de un país con mejores oportunidades y que mejor
con la aplicación de este proyecto.
Se recomienda que se profundice a mayor detalle los estudios para la
recuperación de CO2 en las plantas actuales que se tienen en el país y para
su posterior inyección a pozos petroleros.
Se recomienda a fondo un análisis y estudio enfocado en el
comportamiento del reservorio con la inyección de CO2.
ANEXOS 1
TRABAJOS OPERATIVOS
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
135
1.1 TRABAJOS OPERATIVOS A REALIZARCE
Preventivas Ambientales
Desmonte y Apertura DDV
Excavaciones de Zanjas
Manipuleo y Distribución de Materiales
Tubos Revestidos
Distribución a lo largo del DDV
Curvado de Tubería
Espacio Confinado
Soldadura
Reparación de Soldaduras
Tintas Penetrantes
Modo y Tiempo de Secado de la Limpieza Previa
Pintado de Ductos con Pintura Epoxica
Inspección con Holiday
Tapado de la Tubería
1.2 Procedimiento de Prueba Hidrostática antes de la Puesta en Operación.
1.2.1 Ejecución
Se elaborará un perfil hidráulico detallado del tramo a probar, a efectos de
someter a la totalidad del tramo por lo menos a la presión mínima de prueba
especificada para la línea, en función de la presión de operación y sin sobrepasar
en los puntos más bajos la presión máxima de prueba especificada.
El perfil de la prueba debe contener como mínimo la siguiente información.
Longitud del tramo
Espesores de pared y tipo de material
Tiempo de estabilización una vez llenada la línea
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
136
Tiempo de prueba de resistencia
Tiempo de prueba de hermeticidad.
1.2.2 Limpieza, Calibración y Llenado.
Para efectuar el paso de la placa calibradora y el llenado correspondiente,
previamente la tubería debe estar limpia de sedimentos y suciedad provenientes
de los trabajos de montaje, limpieza que será ejecutado por etapas, con la
finalidad de verificar el grado de limpieza requerido, para ello se utilizan chanchos
de poliuretano y esponja.
Es importante que en el cabezal lanzador de chanchos para la limpieza y
calibración, sean instalados manómetros para el control de presión con rangos
adecuados a los equipos usados.
1.2.3 Limpieza
Esta actividad se inicia inyectando un volumen pequeño de agua (200 a 1000
litros) para lubricación, remoción y arrastre de sólidos, el mismo que será
empujado por un chancho de poliuretano, seguido de chanchos de cepillo y de
esponja, los mismos serán impulsados por aire a presión. El número y tipo de
chanchos y las veces de despacho serán repetidas según el estado y condición
de salida de cada corrida, por lo que se lanzará una segunda o tercera vez de ser
necesario hasta conseguir una limpieza aceptable y razonable.
1.2.4 Calibración
Se procede con la verificación de inexistencia de abollamientos, ovalizaciones o
reducciones de la sección interna de la cañería, para ello se debe pasar un
chancho calibrador de cubetas o platos, el mismo que debe ser lanzado con un
intervalo de 1000m aproximadamente después del lanzamiento de un chancho de
limpieza. Ambos impulsados por aire a presión el cual será regulado de tal forma
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
137
que no se aceleren demasiado y sus desplazamientos sean controlados. El
chancho calibrador debe estar provisto de un dispositivo sonoro que permita su
acompañamiento cuando se encuentre en movimiento, que normalmente es una
cadena fijada en la parte trasera del chancho previamente verificada en cuanto a
cantidad de eslabones.
La placa calibradora debe ser de acero al carbono SAE-1020 o de aluminio, con
un espesor mínimo de ¼” para caños con diámetros iguales o mayores a 6” y su
diámetro debe ser un 95% del diámetro interno mínimo del tramo.
1.2.5 Llenado
Para el llenado se debe utilizar una bomba de alto caudal y presión adecuada con
la finalidad de empaquetar el tramo antes de ejecutar la prueba hidrostática, para
ello ya deben estar instalados los cabezales, los chanchos de llenado y vaciado y
todos los accesorios necesarios para la ejecución de la actividad, además de
presentar el análisis químico del agua a ser empleada en la prueba, la misma
debe ser limpia y exenta de elementos agresivos a la tubería
1.2.6 Presurización de la Línea.
Una vez llenado y empaquetado el tramo con la máxima presión posible que
permita la bomba de llenado a utilizar (200 a 300 psi), se debe dejar la misma por
un lapso aproximado de 4 horas para su estabilización y homogeneización de
temperatura, verificando que los volúmenes de aire presentes estén dentro de lo
admisible, para después iniciar la operación de presurización correspondiente con
el equipo adecuado que en este caso es una bomba de recíproca de tres pistones.
Después de este periodo, se sugiere hacer una purga en los distintos puntos de
alivio.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
138
1.2.7 Prueba Hidrostática.
Una vez verificado que el tramo no presenta inestabilidad en la presión de
empaquetado y que los volúmenes de aire calculados son admisibles, se inicia la
presurización utilizando la bomba correspondiente con un incremento aproximado
de 35 a 50 psi/minuto hasta llegar al 50% de la presión de prueba y se mantiene
en estas condiciones por un lapso de 4 horas, periodo en el cual se revisan los
tramos de cañería expuesta , la posible presencia de fugas en los accesorios
instalados y las lecturas en los manómetros, verificando la inexistencia de
variaciones garantizando de esta manera la ausencia de bolsones de aire y
perdidas en el tramo.
Concluida esta fase la presión debe ser elevada de forma moderada a una tasa
constante, aproximada entre 30 y 50 psi/minuto hasta el 75% de la presión de
prueba y ser mantenida por una hora. Una vez concluido este tiempo debe
retornarse al 100% de la presión y comienza a correr el periodo de prueba de
resistencia o prueba mecánica por un lapso de 4 horas.
Es importante que durante este periodo la presión este siempre por encima de la
presión mínima de prueba, por lo que se recomienda sobrepasarse en 50 psi de
este valor. En este caso existe una variación de temperatura y la presión de
prueba corra riesgo de descender por debajo de la presión de prueba podrá ser
despresurizada a una velocidad de aproximadamente 50 psi/minuto hasta llegar
nuevamente a la presión de prueba.
1.2.8 Equipos Necesarios para la Realización de la Prueba Hidráulica
Los instrumentos necesarios para la ejecución de la prueba, deben estar
debidamente certificados de acuerdo con las Normas y Procedimientos
específicos:
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
139
Registrador de Presión de 0 a 3000 psig
Registrador de Temperatura de 0 a 250 ºF
Manómetro que permita lecturas de prueba entre el 25% y 75% de su
rango
Termómetro para medición de temperatura del agua con rango de
0 a 250 ºF.
Termómetro para la medición de temperatura ambiente
Caudalímetro con características de caudal y presión adecuadas a los
Requerimientos de llenado.
1.2.9 Vaciado y Secado de la Línea
Para efectuar el vaciado de la línea, será necesario previamente contar con la
aceptación del lugar de descarga por parte de los propietarios, además del análisis
ocular del agua para demostrar que está en condiciones de ser vertida a campo
abierto, ya que al tratarse de una línea nueva, ésta no estará contaminada con
hidrocarburos, para ello la muestra podrá ser tomada antes de la presurización
una vez llenado el tramo.
Una vez concluido el vaciado se inicia el secado de la línea, para ello se usan
nuevamente los cabezales lanzadores y receptores de chanchos y se inicia esta
actividad lanzando en primer lugar un chancho de poliuretano para retirar agua
remanente y luego chanchos de esponja para el secado repitiendo según sea
necesario hasta eliminar el agua libre. La sección probada se considerara
satisfactoriamente seca cuando el chancho ya no escurra o lleve agua por delante.
ANEXOS 2
DISEÑO DE POZO
INYECTOR Y
TRANSPORTE DE CO2
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
141
Figura 18: Campo Humberto Suarez Roca
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
142
Figura 19: Campo HSR mapa estructural tope arena Sara
CABEZAL DEL POZO HSR-10 (POZO INYECTOR)
Sección A:
Cabeza de pozo Marca FMC OCT 13-3/8” Slip on x 13-5/8 3000 Psi. (R-57)
Brida de 13-5/8 con 2 Pernos retenedores (Tie down).
Alojamiento (bowl) para colgador de casing Perfil cilíndrico
Salidas laterales (S.L.) roscadas en 2” LP.
S.L. 1:1 Válv. Esclusa de 2” LP, 5000 Psi marca FMC OCT
S.L.2: Tapón Ciego 2” LP.
Altura: 0.457 mts.
Sección B:
Carretel intermedio Marca FMC OCT 13-5/8” 3000 Psi x 11” 3000 Psi. (R-53)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
143
Empaquetadura secundaria energizable simple sello “X”
Preparado para recibir colgador de CSG de perfil cilíndrico. Brida con 2 pernos
retenedores.
2 salidas laterales (S.L.) esparragadas 2-1/16” 5000 Psi. (R-24)
S.L. 1
: Brida ciega de 2-1/16” 5000 Psi
S.L. 2: Válvula esclusa 2-1/16” 5000 Psi FMC OCT + Bridas Compañeras 2-
1/16”x2” LP.
Altura 0.56 Mts.
Sección C
Carretel de producción Marca FMC OCT de 11” 3000 Psi x 7-1/16” 3000 Psi
(R-45)
Empaquetadura secundaria simple sello tipo “X”
Alojamiento para colgador de TBG perfil cónico. Con 4 pernos retenedores.
2 salidas laterales (S.L.) esparragadas 2-1/16” 5000 Psi. (R-24)
S.L.1: val esclusa 2-1/16” FMC OCT 5000 Psi + Brida compañera 2-1/16” 5000 Psi
x 2 LP.
S.L.2: Val esclusa 2-1/16” FMC OCT 5000 Psi Brida compañera 2-1/16” 5000 Psi x
2 LP.
Altura 0.56 Mts.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
144
Sección D
Armadura, OCT, MMA, MMA (Maestra sobreMaestras y pistoneo) 2-1/16” 5000
Psi. X 2-1/16” 5000 Psi. Válvula de ala (Wing) 2-1/16” 5000 Psi Marca W-K-M
Tee de producción esparragada de 2-1/16”. Caja porta edificio de 2-1/16” 5000
Psi marca CAMERON. Brida adaptadora preparada para alojar colgador de Tbg
del tipo cuello extendido marca CBC OCT.
Figura 20: Cabezal de pozo HSR-10(Pozo inyector)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
145
Figura 21: Estado Sub-Superficial del pozo Inyector HSR-10
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
146
Figura 22: Temperature/bubble-point pressure of Co2 MMP Correlation (Yellin and Metcalfe)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
147
Figura 23: Compressibility factors for CO2
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
148
Figura 24: Clase de localidad para diseño y construcción (B31,8)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
149
Figura 25: Variación de viscosidad con temperatura
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
150
Tabla 31: Factor Básico de Diseño “F” (B31,8)
Tabla 32: Factor de junta longitudinal (B31,8)
Tabla 33: Factor de Disminución de Temp. "T" para tubería de acero (B31,8)
ANEXO 3
(COMPRESOR RECIPROCANTE)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
152
Tabla 34: Propiedades físicas de componentes
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
153
Tabla 35: Capacidad molar de componentes
Gas Chemical formula
Mol wt Temperature
0°F 50°F 60°F 100°
F150°F 200°F 250°F 300°F
Methane CH4 16.043 8.23 8.42 8.46 8.65 8.95 9.28 9.64 10.01
Ethyne (Acetylene) C2H2 26.038 9.68 10.22 10.33 10.71 11.15 11.55 11.90 12.22
Ethene (Ethylene) C2H4 28.054 9.33 10.02 10.16 10.72 11.41 12.09 12.76 13.41
Ethane C2H6 30.070 11.44 12.17 12.32 12.95 13.78 14.63 15.49 16.34
Propene (Propylene) C3H6 42.081 13.63 14.69 14.90 15.75 16.80 17.85 18.88 19.89
Propane C3H8 44.097 15.65 16.88 17.13 18.17 19.52 20.89 22.25 23.56
1-Butene (Butlyene) C4H8 56.108 17.96 19.59 19.91 21.18 22.74 24.26 25.73 27.16
cis-2-Butene C4H8 56.108 16.54 18.04 18.34 19.54 21.04 22.53 24.01 25.47
trans-2-Butene C4H8 56.108 18.84 20.23 20.50 21.61 23.00 24.37 25.73 27.07
iso-Butane C4H10 58.123 20.40 22.15 22.51 23.95 25.77 27.59 29.39 31.11
n-Butane C4H10 58.123 20.80 22.38 22.72 24.08 25.81 27.55 29.23 30.90
iso-Pentane C5H12 72.150 24.94 27.17 27.61 29.42 31.66 33.87 36.03 38.14
n-Pentane C5H12 72.150 25.64 27.61 28.02 29.71 31.86 33.99 36.08 38.13
Benzene C6H6 78.114 16.41 18.41 18.78 20.46 22.45 24.46 26.34 28.15
n-Hexane C6H14 86.177 30.17 32.78 33.30 35.37 37.93 40.45 42.94 45.36
n-Heptane C7H16 100.204 34.96 38.00 38.61 41.01 44.00 46.94 49.81 52.61
Ammonia NH3 17.0305 8.52 8.52 8.52 8.52 8.52 8.53 8.53 8.53
Air 28.9625 6.94 6.95 6.95 6.96 6.97 6.99 7.01 7.03
Water H2O 18.0153 7.98 8.00 8.01 8.03 8.07 8.12 8.17 8.23
Oxygen O2 31.9988 6.97 6.99 7.00 7.03 7.07 7.12 7.17 7.23
Nitrogen N2 28.0134 6.95 6.95 6.95 6.96 6.96 6.97 6.98 7.00
Hydrogen H2 2.0159 6.78 6.86 6.87 6.91 6.94 6.95 6.97 6.98 Hydrogen
sulfide H2S 34.08 8.00 8.09 8.11 8.18 8.27 8.36 8.46 8.55
Carbon monoxide CO 28.010 6.95 6.96 6.96 6.96 6.97 6.99 7.01 7.03
Carbon dioxide CO2 44.010 8.38 8.70 8.76 9.00 9.29 9.56 9.81 10.05
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
154
Tabla 36: Relación del valor específico
Figura 26: Compressibility factor for lean, sweet natural gas.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
155
Figura 27: Compressibility factors for natural at near atmosferic pressure. (Courtesy of GPSA)
ANEXOS 4
AEROENFRIADOR “GPSA”
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
157
Tabla 37: Coeficiente de transferencia global
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
158
Figura 28: Corrección del factor de LMTD
Figura 29: Fintube Data for 1-in.OD Tubes
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
159
Figura 30: Characteristics of tubing
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
160
Figura 31: Viscosity of Miscellaneous Gases-One Atmosphere
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
161
Figura 33: Friction factor for fluids flowing inside tubes
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
162
Figura 34: Pressure drop for fluids flowing inside tubes
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
163
Figura 35: Correction factor for fluid viscosity within the tubes
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
164
Figura 36: Physical property factor for hydrocarbon liquids
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
165
Figura 37: J Factor correlation to calculate inside film coefficient, ht
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
166
Figura 38: Air film coefficient
Figura 39: Air-density ratio chart
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
167
Figura 40: Air static-pressure drop
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
168
BIBLIOGRAFIA
1- AUTOR: Juan Antonio Sánchez A. Ramón Oliver Pujol TEMA: planta para la
recuperación de CO2 de los gases de combustión
2- Libro: Gas Natural, 3era edición 2002, Autor: Luis Cáceres Graziani
3- Ballard, D. ¨How to operate an amine plant. Hidrocarbon Processing, Vol.
45No. 4, 1996
4- libro: ingeniería de gas ¨característica y comportamiento de los
hidrocarburos¨ autores: Ramiro Pérez P y Marcías J. Martínez.
5- Libro: Gas Natural, 3era edición 2002, Autor: Luis Cáceres Graziani.
6- SENDA S.R.L. “Programa de Capacitación para operadores de producción”
2000
7- Universidad de Carabobo, valencia Venezuela ¨Identificación de sistema y
control de matriz dinámica para la optimización de una planta de
endulzamiento de gas 2003¨
8- Engineering Data Book, volumen I y II ¨Hydrocarbon Treating¨ 2004
9- SENDA S.R.L. “Programa de Capacitación para operadores de producción”
CAPITULO: VII Separación.
10- Campbell Petroleum “Gas conditioning and processing. Vol. 4 pag. 190”10
11- Engineering Data Book “Particulate removal-filtration,pag-177”
12- Marcías Martínez “Ingeniería del gas, principios y aplicaciones” la hoguera.
Santa cruz de la sierra. 1997
13- Suarez, José Luis “descripción del proceso planta de amina-filtro coalester”
pluspetrol.
14- Suarez, José Luis “descripción del proceso planta de amina-regeneración
de amina” pluspetrol, Bolivia. Santa cruz de la sierra 2008
15- Suarez, José Luis “descripción del proceso planta de amina-intercambiador
de amina pobre/rica” pluspetrol, Bolivia. Santa cruz de la sierra 2008
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
169
16- Suarez, José Luis “descripción del proceso planta de amina-torre
regeneradora” pluspetrol, Bolivia. Santa cruz de la sierra 2008
17- Neuquén República Argentina “1º jornadas técnicas sobre
acondicionamiento del gas natural” 20 de octubre de 2004
18- Marcías Martínez “Ingeniería del Gas, Principios y Aplicaciones “diseño
conceptual de separadores”
19- Richard W. Greene ”Manual de Selección uso y Mantenimiento de
compresores”
20- PDVSA “manual de diseño de proceso compresores” 1996
21- Dr. Fernando Pino Morales “Concepto y Principio Básicos de los Medidores
de Gas Medición de Tasa de Flujo de gas Másico y Volumétrico” escuela de
Ingeniería de Petróleo UDO_MONAGAS
22- John Campbell “gas conditioning and processing-aerial coolers fans”
Seventh. Oklahoma 1992.
23- GAS PIPELINE HYDRAULICS, E.Shashi Menon.
Recommended