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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE ESTUDIO PARA GRADUADOS
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENÌERIA DE GAS
FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONOMICA DEL REEMPLAZO DEL SISTEMA DE INHIBICION DE FORMACION DE HIDRATOS DE LA PLANTA
COMPRESORA TIA JUANA II
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al grado académico de.
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Ing. Oberto José Morales Moreno
Tutor: Prof. Jorge Barrientos
Maracaibo, Junio 2014
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FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONOMICA DEL REEMPLAZO DEL SISTEMA DE INHIBICION DE FORMACION DE HIDRATOS DE LA PLANTA
COMPRESORA TIA JUANA II
Autor: Ing. Oberto José Morales Moreno.
Dirección: Sector Francisco de Miranda, Calle Rómulo Gallegos, Casa N° 64-30, Valencia Edo. Carabobo.
Teléfonos: 0416-3352254 Correo Electrónico: [email protected]
Firma: _____________________________
Tutor académico: Jorge Barrientos
E-mail: [email protected]
Firma: ____________________________
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Morales Moreno, Oberto José, Factibilidad técnico y económica del reemplazo del sistema de inhibición de formación de hidratos de la planta compresora tía Juana II. (2014) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 142 Pág. Tutor. Jorge Barrientos.
RESUMEN
Dada la competitividad del mercado y las exigencias de máxima calidad en los productos y servicios ofertados por el sector industrial, así como el siempre presente requisito de mayor seguridad en los procesos industriales, surge la necesidad de optimizar los procesos para cumplir con todo ello. Específicamente en la planta compresora Tía Juana II (PCTJ2), la cual representa uno de los pilares fundamentales de la producción de hidrocarburos en el Lago de Maracaibo, presenta un sistema de funcionamiento poco efectivo y de bajo rendimiento. El bajo rendimiento en PCTJ2 es consecuencia directa del subsistema de deshidratación que se encuentra operativo en la planta, el cual es básicamente una deshidratación por monoetilenglicol. Este proceso se implementa en una modalidad poco apropiada y simplemente consta de la inserción del deshidratante a la corriente gaseosa entrante mediante una atomización, con una posterior recuperación del deshidratante por los métodos usuales. Para mejorar esta situación se propone un subsistema de deshidratación que emplea tamices moleculares como elemento deshidratante principal y se comparara con el actual sistema de deshidratación. La comparación entre ambos sistemas de deshidratación se efectuara realizando los cálculos pertinentes en relación al rendimiento termodinámico y a su costo de implementación. El cálculo para ambos sistemas se realizara partiendo de las mismas condiciones de presión, temperatura y composición de gas mediante el desarrollo de procedimientos manuales y con software de simulación que permite relacionar y determinar todos los parámetros útiles para llevar a cabo la comparación entre procesos. La investigación se ha planificado con metodología descriptiva, analítica, no experimental, comparativa. Se utilizaran como instrumentos la observación, la consulta documental y el simulador de procesos Pro II. Las unidades de análisis son la deshidratación por glicol, específicamente monoetilenglicol. Así como, la tecnología de deshidratación fundamentada en tamices moleculares. Palabras Clave: Deshidratación, Tamiz Molecular, Monoetilenglicol, Atomización. E-mail del Autor: [email protected]
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Morales Moreno Oberto José.; Technical and economic feasibility of replacing the system of hydrate formation inhibition of compressor plant tía juana II. (2014) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 142 Pag. Tutor. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
Given the competitive market and the demands of high quality products and services offered by the industry and the ever-present requirement for increased security in industrial processes, the need to streamline processes to meet all. Specifically in the Tia Juana II compressor plant (PCTJ2), which represents one of the pillars of the production of hydrocarbons in the Maracaibo Lake, has a very effective system operation and low performance. Poor performance is a direct consequence PCTJ2 subsystem dehydration which is operative in the plant, which is basically a dehydration monoethylene glycol. This process is implemented in an inappropriate form and simply consists of insertion of the desiccant to the incoming gas stream through an atomization, with subsequent recovery of the desiccant by the usual methods. To improve this situation we propose a subsystem of dehydration using molecular sieves as a dehydrating principal and compare with the current system of dehydration. The comparison between both systems dehydration is effected by performing the relevant calculations regarding the thermodynamic efficiency and cost of implementation. The calculation for both systems will be made based on the same conditions of pressure, temperature and gas composition through the development of manual and simulation software that allows to relate and identify all the parameters useful for carrying out the comparison processes. The research methodology is planned to descriptive, analytical, non-experimental comparison. Were used as tools of observation, document research and Pro II process simulator. The units of analysis are the glycol dehydration, specifically monoethylene glycol. As well as dehydration technology based on molecular sieves.
Keywords: Dehydration, Molecular Sieve, monoethylene glycol, atomization.
E-mail del Autor: [email protected]
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DEDICATORIA
Este trabajo está dedicado especialmente a Dios, y a la Virgen Maria, por
darme fuerzas, conocimientos, iluminarme el camino y así para superar todos los
obstáculos que se presentaron, por guiarme en cada paso durante toda mi vida.
A mis Madre: Omaira Moreno, por creer en mí y darme todo su amor y apoyo
incondicional.
A mi esposa Carol PIñerez, por llegar a mi vida y por comprenderme en todo
momento dándome la fortaleza y el apoyo necesario para luchar por la meta que
hoy he alcanzado.
Una dedicatoria especial a mi hijo Leonel Morales, quien llego a mi vida para
darme luz y vida.
A Daniel y Danezca, por pertenecer a mi familia.
A mi hermano, por sus grandes consejos.
A Omar Alejandro (Sobrino), por llenar de vida a mi familia
A Asunción Borjas (Abuela), Nelly Moreno (Tia) y Eden Moreno (Tia), por ser
pilares fundamentales en mi educación y vida.
A mi abuelo Gumersindo Moreno, quien desde el cielo nos cuida a mi familia y a
mí, gracias por tu cariño y cuido.
A toda mi familia por apoyarme y por creer en mí, se que siempre me han visto
como un ejemplo a seguir espero no defraudarlos.
A mis amigos y compañeros por su ayuda tanto en el trabajo como en la
universidad.
La dedicación especial al Sr. Antonio Piñerez, quien en vida me recibió en su
hogar apoyándome en todo, especialmente en la relación con mi esposa.
“Una persona con Espíritu emprendedor, lucha para alcanzar la ilusión de ver
crecer su inversión y materializar su sueño anhelado”
7
AGRADECIMIENTOS
A Dios y a la Virgen Maria, gracias con todo mi corazón; por ayudarme y
apoyarme en todas mis peticiones, son grandes….
A mi familia porque de manera sincera siempre han estado brindándome su
apoyo y me han guiado siempre de la mejor manera para caminar de forma
correcta.
A mi esposa y a mi hijo quien ha tenido mucha paciencia, por su comprensión,
cariño, apoyo, por la motivación brindada y por su amor que cada día crece y me
hace ser más feliz.
A la Universidad del Zulia y cada uno de los profesores de la división de
postgrado de ingeniería de gas que me ofrecieron su enseñanza en el largo
proceso que constituye la formación de todo profesional.
A mi tutor académico Ingeniero Jorge Barrientos, quien ha estado en total
disposición, ha brindado su confianza y ha sido un guía importante en el desarrollo
del trabajo de grado.
A todos gracias….
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TABLA DE CONTENIDO
PáginasRESUMEN……………………………………………………………………... 4 ABSTRACT…………………………………………………………………….. 5 DEDICATORIA………………………………………………………………… 6 AGRADECIMIENTO…………………………………………………………... 7 TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………….. 8 LISTA DE TABLAS…………………………………………………………… 11 LISTADE FIGURAS…………………………………………………………… 12 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………… 14 CAPITULO I……………………………………………………………………. 16 EL PROBLEMA………………………………………………………………... 16 1.1. Planteamiento del Problema……………………………………………. 16 1.2. Ubicación Geográfica……………………………………………………. 18 1.3. Objetivo general………………………………………………………….. 18
1.3.1. Objetivos específicos…………………………………………….. 18 1.4. Justificación y Delimitaciones…………………………………………... 19 CAPITULO II…………………………………………………………………… 21 MARCO TEORICO……………………………………………………………. 21 2.1. Antecedentes de la investigación………………………………………. 21 2.2. Bases Teóricas…………………………………………………………… 23
2.2.1. Gas Natural……………………………………………………….. 23 2.2.2. GLP (Gas Liquido del Petróleo)………………………………… 24 2.2.3. Tanque de Almacenamiento……………………………………. 25 2.2.4. GNL (Gas Natural Licuado)…………………………………….. 25 2.2.5. Gasolina Natural…………………………………………………. 26 2.2.6. Gas Natural Comprimido………………………………………… 27
9
2.2.7. LGN (Liquido del Gas Natural)………………………………… 27
2.2.8. Planta Compresora de Gas…………………………………….. 27 2.2.9. Plantas Convencionales……………………………………….. 28
2.2.10. Planta Compresora de Gas Tía Juana II……………………. 28 2.2.11. Deshidratación del Gas Natural……………………………… 41 2.2.12. Tipos de Deshidratación del Gas Natural…………………… 42 2.2.13. Tipos de Absorbentes…………………………………………... 65 CAPITULO III…………………………………………………………………... 77 METODOLOGIA DE LA INVESTIGACION………………………………… 77 3.1. Tipo de investigación…………………………………………………….. 77 3.2. Fuentes y técnicas de recolección de datos………………………….. 78 3.2.1. Fuentes primarias………………………………………………… 78 3.2.2. Fuentes secundarias……………………………………………. 78 CAPITULO IV…………………………………………………………………. 79 ANALISIS Y RESULTADOS…………………………………………………. 79
4.1.- Describir las características del gas natural bajo la problemática de la formación de hidratos actual…………………………………………... 79
4.2. Describir las características operacionales del sistema de inhibición de hidratos de la Planta Compresora Tía Juana II………………………… 83 4.2.1. Descripción del sistema de inyección de glicol………………... 83 4.2.2. Equipos típicos que conforman un sistema de deshidratación 85
4.3. Identificar las tecnologías existentes en el mercado que permitan la eliminación de los hidratos en el transporte de fluidos en la planta …….. 92
10
4.4. Seleccionar la tecnología más adecuada para La Planta Compresora Tía Juana II que permita la eliminación de hidratos en el transporte del gas……………………………………………………………... 100
4.5. Diseñar el sistema que se adecue a las condiciones del gas natural y la formación de hidratos……………………………………………………. 103 4.5.1. Diseño de Torre de Adsorción (Aplicación)……………………. 105
4.6.- Determinar la factibilidad económica de la propuesta presentada… 137 4.6.1. Costos del Sistema Actual………………………………………. 137 4.6.2. Costos del Sistema Propuesto………………………………….. 138 4.6.3. Relación Costo-Beneficio………………………………………... 139 CONCLUSIONES……………………………………………………………… 140 RECOMENDACIONES……………………………………………………….. 141 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS…………………………………………. 142
11
LISTA DE TABLAS
Tabla Páginas
1 Propiedades físicas de los glicoles………………………………………. 48
2 Características operativas de un planta de adsorción…………………. 100
3 Características operativas del tamiz molecular………………………... 104
4 Características del gas de la planta compresora Tía Juana II………... 105
5 Composición de gas……………………………………………………….. 105
6 Propiedades de gas de alimentación……………………………………. 106
7 Tipos de partículas………………………………………………………… 116
8 Propiedades de los desecantes físicos………………………………….. 129
12
LISTAS DE FIGURAS
Figura Páginas
1 Componentes del gas natural………………………………………….. 24
2 Tanque de almacenamiento GLP……………………………………… 25
3 GNL (Gas Natural Licuado)…………………………………………….. 26
4 Gasolina natural………………………………………………………….. 26
5 LGN (Líquidos del Gas Natural)……………………………………….. 27
6 Ubicación geográfica PCTJII…………………………………………… 29
7 Flujograma de procesos de compresión y extracción……………….. 31
8 Diagrama del sistema de refrigeración mecánica con propano……. 35
9 Diagrama del sistema de glicol…………………………………………. 38
10 Diagrama del sistema de aceite caliente……………………………... 39
11 Deshidratación del glicol………………………………………………… 43
12 Viscosidad del monoetilenglicol………………………………………... 49
13 Punto mínimo y máximo………………………………………………… 51
14 Deshidratación con tamiz molecular…………………………………… 67
15 Aplicación del proceso en función del uso del gas…………………... 71
16 Composición del gas natural…………………………………………… 81
17 Sistema de inyección de glicol en la PCTJII………………………….. 85
18 Deshidratación con TEG………………………………………………… 95
19 Unidad de deshidratación de dos torres………………………………. 96
20 Unidad de deshidratación de tres torres………………………………. 98
21 Zona en el ciclo de adsorción…………………………………………... 99
13
22 Formación de hidratos…………………………………………………... 108
23 Diagrama de Macketta…………………………………………………... 109
24 Torres de deshidratación de tamiz molecular………………………… 110
25 Dimensiones de la torre y desecantes………………………………… 112
26 Viscosidad a 1 Atm………………………………………………………. 114
27 Velocidad superficial…………………………………………………….. 115
28 Diseño tamiz molecular (Sistema Propuesto)………………………… 136
29 Comparación de precios………………………………………………… 139
14
INTRODUCCION
La PCTJ-2 tiene un sistema que permite extraer los productos GLP contenidos
en la corriente del gas que procesan las cadenas de compresión. Mediante este
sistema se obtienen unos 18000 Barriles de GLP que se envían a la planta GLP
ubicada en tierra para su posterior fraccionamiento.
Esta planta está en funcionamiento a partir del año 1957, con una capacidad de
procesamiento de 350 MMPCED de gas. En un comienzo la PCTJ-2 opera
únicamente como planta de conservación de gas mediante la reinyección de gas
debido a la falta de uso comercial significativo de este producto y la ausencia de
una técnica de transportación del mismo.
En 1963, se logra aumentar su capacidad de procesamiento haciéndole unas
modificaciones a las turbinas obteniéndose de esta forma una capacidad de
procesamiento de 430 MMPCED. En 1971, se le adiciona un sistema de
refrigeración mecánica a base de propano como método para la licuefacción de
los productos (GLP) contenidos en el gas natural. En el año 1994 se incorpora un
sistema de control computarizado permitiendo así automatización y mejoras en el
control de los procesos que intervienen en las operaciones dadas en las
instalaciones. En la actualidad, la capacidad de procesamiento de gas asciende a
unos 440 MMPCED y genera en condiciones de alimentación óptimas y con un
aprovechamiento del gas de 18000 BLS diarios de GLP.
Como objetivo principal se tiene “Factibilidad técnico y económica del reemplazo del sistema de inhibición de formación de hidratos de la planta compresora tía Juana II, es allí donde se quiere llegar, permitir diseñar un
sistema de deshidratacion del gas teniendo en cuenta la rentabilidad económica
para la industria y para la nación.
El diseño de esta infraestructura se realiza mediante cálculos y formulas
obtenidas del material recibido en la asignatura Tratamiento del Gas Natural,
dictada en el Postgrado de Ingeniería en LUZ
15
Para este trabajo se realiza investigaciones en campo, y documentos de
diseños que permitirán obtener los resultados favorables para la deshidratacion
del Gas Natural.
16
CAPITULO I
ELPROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema
Los procesos industriales que emplean gas natural como materia prima
requieren un producto de entrada con ciertos requerimientos de calidad que
implican propiedades físicas y químicas específicas de la composición de entrada.
Para alcanzar tales requerimientos deben aplicarse dos procesos fundamentales
hacia el acondicionamiento del gas natural, los cuales son el endulzamiento y la
deshidratación. Estos procesos son los primeros aplicados al gas natural a fin de
conseguir transformarlo a una forma que permita la fácil aplicación de procesos a
futuro.
La deshidratación específicamente se encarga de remover los compuestos
acuosos o capaces de formar hidratos que se encuentren presentes en solución
con el gas natural, los cuales dificultan los procesos industriales posteriores
relacionados con él. La deshidratación puede llevarse a cabo de varias formas y
empleando diferentes principios, no obstante, los métodos más efectivos y
rentables incluyen el empleo de tamices y las reacciones hidrofílicas con glicoles.
El uso de tamices moleculares está basado en principios de adsorción, mientras
que las reacciones hidrofílicas con glicoles están basadas en principios de
absorción. Así puede verse que existe variabilidad en las formas en las que se
extraen los compuestos acuosos del gas natural. Ambas técnicas tienen su
conjunto de ventajas y desventajas y sus potencialidades económicas, aunque en
problemas reales de operación deba elegirse entre alguno de estos dos métodos.
Los criterios de elección entre ellos se basan en las limitaciones impositivas de la
17
empresa en el momento, que pueden ser de dos categorías principalmente, la de
máximo rendimiento del proceso en cuestión y el de menor costo de operación.
En la Planta de Compresión Tía Juana II ubicada en el Lago de Maracaibo se
emplea actualmente un sistema de inhibición de hidratos que utiliza como
elemento deshidratante al monoetilenglicol. Su funcionamiento y rendimiento son
muy precarios como consecuencia del modo de implementar la deshidratación. En
esta planta la inhibición de hidratos se lleva a cabo mediante el mezclado por
atomización de monoetilenglicol y posterior recuperación del material
deshidratante. A pesar de lo simple que puede parecer este proceso, la realidad
es que resulta muy difícil de controlarlo, y es causa de paradas del sistema de
deshidratación y en ocasiones de la planta completa.
Durante varios años se ha cuestionado la practicidad y eficiencia de esta forma
de manejar el proceso de deshidratación y se han intentado llevar a cabo
investigaciones serias al respecto pero sin mucho éxito. En consecuencia se ha
establecido como una alternativa posible al método y forma de implementar la
deshidratación en PCTJ2 de los tamices moleculares. Por tanto se está en la
búsqueda y establecimiento de criterios objetivos reales que permitan determinar
si un sistema de deshidratación que emplee tamices puede implementarse en
PCTJ2 con éxito y derive en una solución óptima, con menos costos de operación
y mayor rendimiento del proceso.
Asimismo se pretende simular escenarios hipotéticos límites basados en datos
reales de trabajo para observar el comportamiento integral de los métodos de
deshidratación insertos como parte de un proceso mayor.
18
1.2 Ubicación geográfica.
Esta ubicada en el Lago de Maracaibo. Aproximadamente a 40 min. del muelle
de Tía Juana, en el Complejo Sur, el cual comprende las Plantas TJ-5 y TJ-2, a
pocos metros de la Planta de Chevron.
1.3. Objetivo General de la Investigación
Determinar la factibilidad técnico-económica del reemplazo del sistema de inhibición de formación de hidratos de la Planta Compresora Tía Juana II. 1.3.1. Objetivos específicos de la investigación
1. Describir las características del gas natural bajo la problemática de la
formación de hidratos actual.
2. Describir las características operacionales del sistema de inhibición de
hidratos de la Planta Compresora Tía Juana II.
3. Identificar las tecnologías existentes en el mercado que permitan la
eliminación de los hidratos en el transporte de fluidos en la planta
mencionada.
4. Seleccionar la tecnología más adecuada para La Planta Compresora Tía
Juana II que permita la eliminación de hidratos en el transporte del gas
natural.
5. Diseñar el sistema que se adecue a las condiciones del gas natural y la
formación de hidratos.
6. Determinar la factibilidad económica de la propuesta presentada. .
19
1.4. Justificación y delimitación de la investigación Con la culminación de esta investigación se establecerán resultados concretos
que constituirán un precedente en investigaciones relacionadas con el
establecimiento de mejoras tecnológicas, lo cual representa una justificación
desde el punto de vista académico pues se cuenta con pocas investigaciones a
nivel de postgrado relacionadas con la deshidratación y las mejores tecnologías
relacionadas con este proceso. Primordialmente el esfuerzo investigativo se
justificaría si sus resultados conllevan al desuso de tecnologías convencionales y
su sustitución por nuevas tecnologías de mayor rendimiento y rentabilidad
económica a la vez que ecológicas.
Observando que de la investigación se derivarán conocimientos nuevos y
sabiendo que conocimiento es independencia, la investigación queda justificada
como un medio para alcanzar la independencia tecnológica del país.
Paralelamente complementaría la bibliografía en idioma español disponible al
respecto. Adicionalmente desde el punto de vista institucional se justifica la
investigación como una forma de desarrollo integral del hombre y como un medio
de sentar bases para investigaciones posteriores.
Así mismo se prevé que los resultados puedan constituirse en una referencia
para el campo ingenieril del tratamiento del gas natural. Una referencia con
aplicabilidad inmediata a los problemas locales, convirtiéndose en un motivo para
la realización de la investigación la creación de un marco de referencia práctico
que permita aplicar los conocimientos directamente de forma efectiva a los
procesos de deshidratación. Además de ello las simulaciones efectuadas durante
la investigación conformarán un precedente en relación al manejo de las
herramientas computacionales en la solución de problemas reales.
La delimitación temporal de la investigación está marcada por el tiempo
calendario que incluye el cronograma de actividades de nuestra universidad. Si
bien la investigación puede extenderse más allá de este intervalo también es cierto
20
que la casi totalidad de resultados importantes serán desarrollados durante el año
2012.
Análogamente la investigación estará centrada principalmente en la
infraestructura industrial relacionada con el de gas y petróleo del estado Zulia y las
instalaciones de La Universidad del Zulia. Sin embargo puede que algunos datos
manejados durante el proceso investigativo procedan de localidades distintas a las
mencionadas.
La investigación se encuentra teórica y metodológicamente limitada por el
método científico y por las correlaciones y demás ecuaciones generales de uso
habitual en la industria del petróleo y el gas natural. No será objeto de este estudio
establecer la mejor herramienta de simulación o las características, ventajas o
desventajas de las herramientas informáticas empleadas en el desarrollo de la
investigación, aunque se tomará en cuenta sus limitaciones y capacidades.
La investigación se centrará en el proceso de deshidratación de composiciones
comunes del gas natural y no se contemplará casos específicos con componentes
que den un comportamiento termodinámico particular al gas natural. Asimismo la
investigación se centrará en los aspectos principales del proceso de
deshidratación y no en descripciones teóricas detalladas del fenómeno particular
de la deshidratación con glicol o tamices moleculares.
21
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes de la Investigación
Fernández, y otros, (2010) Aplicación de Sulfatreat en la Remoción de Sulfuro
de Hidrogeno en el Proceso de Endulzamiento del Gas Natura. Trabajo especial
de grado, Universidad Nacional Experimental Rafael María Baralt, Los Puertos
de Altagracia, Zulia, Venezuela, P 181. Como un aporte a los estudios existentes
en el país en lo que respecta al tema de tratamiento de gas natural surge la
idea de materializar el diseño de una planta de endulzamiento por medio del
reactivo SULFATREAT®, para efectuar una comparación técnica con un
diseño que utilice amina convencional (MDEA). El cálculo para ambos
sistemas se realizó partiendo de la misma aplicación en cuanto a
condiciones de presión, temperatura, carga y composición de gas mediante
el desarrollo de procedimientos manuales y al mismo tiempo con software de
simulación de procesos que permite relacionar y determinar todos los
parámetros útiles para llevar a cabo la comparación de procesos. La
investigación es de tipo exploratoria, comparativa, descriptiva y proyectiva,
diseño no experimental-documental. Se utilizaron como instrumentos la
observación, la consulta documental y el simulador de procesos Aspen
Hysys V7. Las unidades de análisis son las tecnologías de extracción selectiva
del H2S basada en Sulfatreat® para el endulzamiento del gas natural del
consorcio estadounidense GAS SWEETENER ASSOCIATES, INC. Así mismo,
la tecnología selectiva del H2S fundamentada en MDEA, con licencia de DOW.
Los resultados indican: recobro de H2S en la corriente de salida de
fondo del contactor fue de 66.66% empleando amina MDEA con respecto a
la alimentación, de igual modo, la recuperación de H2S utilizando
SULFATREAT® indica que el reactor retiene el 99.24%.Del análisis de
resultados se determinó que la variable con más influencia, entre utilizar un
22
sistema u otro, es la tecnología empleada, lo cual trae como consecuencia
ahorros de energía y por consiguiente la reducción de los costos
operacionales, así como también disminución del tamaño de los equipos que
constituyen la planta, y ahorros en mantenimiento dado que los solventes
químicos presentan mayor potencial corrosivo.
Rebolledo C. y otro (2007), Factibilidad de Instalación de un Tren de
Deshidratación en el Campo Operacional udo-1, mediante el Software Pro II,
Trabajo Especial de Grado, Universidad de Oriente núcleo de Anzoátegui, Puerto
la Cruz, Anzoátegui, Venezuela, P 99, En el presente trabajo se realizo la
evaluación de un tren de deshidratación existente mediante el software PRO/II,
con la finalidad de determinar, si dicho tren, podía tratar la corriente de gas a
procesar en el centro operacional UDO-1, dicha corrientes es de
79,9868MMPCND, a una presión de 950 psig y 105 °F con una gravedad
especifica de 0,7. El tren de deshidratación consta de dos (2) torres contactoras de
ocho (8) platos con campanas, dos intercambiadores de calor, un tanque flash,
una caja de fuego empacada, una bomba dos (2) filtros; este tren fue diseñado
para procesar 80 MMPCND de gas, con una gravedadespecifica de 0,61, a una
presión de 820 psig y una temperatura de 110 °F. Las estimaciones iniciales se
realizaron por medio de las gráfica y ecuaciones del librodeshidratación de
Marcías Martínez y el data book de la GPSA. Con las dimensiones y
los parámetros de operación sugeridos por el fabricante, se determino la
capacidad de las torres de absorción, a condiciones de operación, la cual es de
86.64 MMPCND y se calculó la longitud requerida por el pirotubo para regenerar el
caudal de glicol rico obteniéndose un valor de 5,14 pies, siendo la disponible de
33,05 pies, por lo cual se concluye que el tren de deshidratación disponible puede
tratar la corriente de gas a procesar. Las perdidas de glicol en el sistema (0.0841
GAL de TEG/MMPCN de gas tratado) y la cantidad de agua en el gas
deshidratado (4.35 Lb de H2O/ MMPCN de gas tratado) se determinaron
mediante el software, así como la concentración de TEG rico la cual es de 94.5 %
P/P y la concentración del TEG pobre la cual arrojó un valor de 98.9 % P/P.
23
García Urdaneta Jessica Nataly. Diseño de un sistema de deshidratación del Gas Natural utilizando desecantes no convencionales (2011). Trabajo de
grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado.
Maracaibo, P 87, Este trabajo tuvo como objetivo diseñar un sistema de
deshidratación del gas natural utilizando desecantes no convencionales, lo cual se
justifico debido a que en la actualidad el gas natural, como está producido,
contiene normalmente vapor de agua. El agua deberá ser removida a un punto
típico de un contenido de 7libras/MMPC para la mayoría de los sistemas de
transmisión de gas, hacia un tan bajo como el parcial ppm de agua y puntos de
condensación al menos de -150°F de un tratamiento aguas arriba de equipos
criogénicos. El retiro del agua, o deshidratación, se realiza para prevenir la
formación de hidrato (y como congelación potencial) o corrosión en la recolección
de gas, sistema de transmisión o planta de tratamiento. Hay varias opciones de
proceso que pueden ser utilizadas para llevar a cabo la deshidratación. Procesos
convencionales y no convencionales. Hoy en día se puede conocer la generación
de nuevas alternativas como desecantes que puede ser utilizado para procesos
de deshidratación del gas natural, así como también la solución de problemas más
frecuentes durante estos procesos.
2.2. Bases teóricas
2.2.1. Gas natural
Se denomina gas natural al formado por los miembros más volátiles de la
serie parafínica de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de
etano, propano, 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 hidrógeno, nitrógeno, helio, vapor de agua, entre otros.
24
El gas natural puede obtenerse como tal en yacimientos de gas libre o asociado
en yacimientos de petróleo y de condensado. En Venezuela, los yacimientos de
gas libre son de reciente utilización, debido a que, tradicionalmente el gas natural
se ha obtenido vinculado con la producción de petróleo.
Figura 1: Componentes del Gas Natural
Fuente: Ingeniería de gas principios y aplicaciones Deshidratación del gas natural, Martínez (2000)
2.2.2. GLP (Gas licuado de petróleo)
Como GLP, o gas licuado de petróleo, se denomina al gas propano o las
mezclas de éste con gas butano en forma líquida a temperaturas de - 43 grados
centígrados y presión atmosférica.
Otra definición: El Gas Licuado de Petróleo “GLP” se lo define como “Hidrocarburo
que, a condición normal de presión y temperatura, se encuentra en estado
gaseoso, pero a la temperatura normal y moderadamente alta presión es licuable.
Usualmente esta compuesto de propano, butano, polipropileno y butileno o mezcla
de los mismos. En determinados porcentajes forman un mezcla explosiva. Se le
almacena en estado líquido, en recipientes a presión".
25
2.2.3. Tanque de Almacenamiento de GLP
Como se aprecia en la figura el GLP puede almacenarse a temperatura ambiente
pero a una presión que puede variar entre 60 y 120 psi, dependiendo de la
mezcla propano - butano
Figura 2: Tanque de almacenamiento de GLP
Fuente: http://www.osinerg.gob.pe/newweb/pages/GFH/1433.htm 2.2.4. GNL (Gas natural licuado)
El GNL es el gas natural en estado líquido, mantenido a una temperatura de -
161 °C y a una presión próxima a la atmosférica. La licuación del gas natural se
realiza por razones de transporte, ya que al licuarlo se reduce su volumen entre
600 y 630 veces, esto dependiendo de la composición del gas natural. En
números la relación es la siguiente:
“600 m³ de gas natural (en C.N.P.T) se transforma en 1 m³ de GNL a -161 °C
y 1,013 bar”.
Para poder ser licuado, deben sacarse los elementos que podrían
solidificarse durante el proceso de licuefacción (agua y dióxido de carbono) y
luego, se debe someter a enfriamiento a una temperatura de -161º C.
26
Gracias a la licuefacción del gas natural se puede transportar una gran
cantidad del producto en barcos especiales, para luego en su destino final,
efectuar el proceso inverso que lo llevará de líquido a gas. Con ello se obtiene un
volumen 600 veces mayor al que se transportó en los barcos y que es en
definitiva, el que puede distribuirse por gasoductos a los diferentes centros de
consumo.
Figura 3: GNL (Gas natural licuado)
Fuente: http://www.entornointeligente.com/articulo/1134655/Bolivia-puede-vender-GNL-a-Paraguay-y-Uruguay
2.2.5. Gasolina natural
Es una mezcla de pentanos, hexano y otros hidrocarburos de mayor peso.
Se usa en las refinerías para la preparación de gasolina de uso automotor y como
materia prima para la petroquímica.
Figura 4: Gasolina Natural
Fuente: http://www.ar.all.biz/g32734/
27
2.2.6. GNC (Gas natural comprimido)
Es el gas natural seco comprimido a 200 bar. Se almacena en cilindros a
alta presión y se usa como combustible alternativo en reemplazo de la gasolina.
2.2.7. LGN (Líquidos del gas natural)
Como líquidos del gas natural o LGN, se conoce la fracción licuable del gas
natural, más pesada al metano. Incluye al GLP y la gasolina natural. El etano se
separa en el proceso previo y es altamente apreciado en la industria petroquímica
por su conversión final en plásticos.
Figura 5 : LGN
Fuente: http://www.google.co.ve
2.2.8. Plantas compresoras de gas
Según el Manual de Operaciones de la Planta compresora Tía Juana 2
(PCTJ-2) las Plantas compresoras tienen como objetivo el aprovechamiento y
conservación del gas natural producido en los yacimientos explotados. El logro de
este objetivo se alcanza bajo la ejecución de las siguientes funciones: proveer a
las Plantas del gas natural necesario desde las estaciones de flujo para así
comprimir el gas a través de compresores que van disminuyendo su volumen y
28
aumentado su presión hasta alcanzar la requerida y finalmente direccionar el
volumen de gas comprimido a la isla de distribución donde es distribuido a los
diversos destinos según como sea el caso.
Esta última función implica básicamente el “Gas Lift” o gas para
levantamiento artificial, que consiste en la inyección de gas a alta presión a los
yacimientos explotados con el objeto de extraer crudo de estos.
Existen distintos tipos de Plantas compresoras las cuales se clasifican
dependiendo de su estructura y tamaño entre ellas están las mini Plantas, las
Plantas modulares y las Plantas convencionales, siendo la Planta compresora Tía
Juana 2 del orden convencional.
2.2.9. Plantas convencionales
Este tipo de Plantas realizan el proceso de compresión de gas a través de
dos cadenas que están conformadas por distintos números de etapas según se
requieran, comprimiendo el gas mediante el uso de compresores, este tipo de
Planta está conformado por PCTJ-1 (descontinuada), PCTJ-2, PCTJ-3, PCBA-1.
CIED, (1996:15)
2.2.10. Planta compresora de gas Tía Juana 2 (PCTJ-2)
La PCTJ-2 tiene un sistema que permite extraer los productos GLP
contenidos en la corriente del gas que procesan las cadenas de compresión.
Mediante este sistema se obtienen unos 18000 Barriles de GLP que se envían a la
planta GLP ubicada en tierra para su posterior fraccionamiento.
Esta planta está en funcionamiento a partir del año 1957, con una capacidad de
procesamiento de 350 MMPCED de gas. En un comienzo la PCTJ-2 opera
29
únicamente como planta de conservación de gas mediante la reinyección de gas
debido a la falta de uso comercial significativo de este producto y la ausencia de
una técnica de transportación del mismo.
Figura 6: Ubicación geográfica Planta de Compresión Tía Juana 2
Fuente: Superintendencia de Ingeniería y Control de Procesos.
En 1963, se logra aumentar su capacidad de procesamiento haciéndole
unas modificaciones a las turbinas obteniéndose de esta forma una capacidad de
procesamiento de 430 MMPCED. En 1971, se le adiciona un sistema de
refrigeración mecánica a base de propano como método para la licuefacción de
TIA JUANA
CDA. OJEDA
LAGO DE
MARACAIB
PPCCTTJJ--22
30
los productos (GLP) contenidos en el gas natural. En el año 1994 se incorpora un
sistema de control computarizado permitiendo así automatización y mejoras en el
control de los procesos que intervienen en las operaciones dadas en las
instalaciones. En la actualidad, la capacidad de procesamiento de gas asciende a
unos 440 MMPCED y genera en condiciones de alimentación óptimas y con un
aprovechamiento del gas de 18000 BLS diarios de GLP.
La PCTJ- 2 está compuesta por varias fases, que podemos resumir en
Entrada, Compresión, Extracción GLP siendo en ésta etapa, en la cual debemos
hacer énfasis, ya que, es en ésta donde se concentra el negocio productivo de
Pdvsa Gas y por último la Salida.
ENTRADA: Un depurador principal de entrada con 7 líneas de succión que
permiten la entrada del gas de baja presión proveniente de las estaciones de
flujo.(45 psi)
COMPRESION: Dos trenes de compresión idénticos. Constituidos cada uno por
etapas de compresión, en donde cada una consta de:
• Depurador de Gas.
• Compresor centrífugo marca: Ingerson Rang
• Turbina a gas marca: Westinghouse
• Enfriadores atmosféricos
• Válvulas (Succión, Descarga, Desvío. Venteo, Presurización y Recirculación).
EXTRACCIÓN GLP:
• Sistema de Refrigeración Mayor (T-13)
• Sistema de Refrigeración Menor (Solar-York)
• Torre de desetanización del condensado que sale como producción hacia el
GLP.
31
SALIDA:
• Plataforma de distribución del gas de alta presión. (1650 psig)
Profundizando en el Área de Extracción de la PCTJ-2 se deben considerar los
siguientes Tópicos:
• Sistemas de Enfriamiento del Gas y Separación de los productos GLP.
• Sistema de Estabilización de Etano en el condensado GLP.
• Sistema de Refrigeración Mecánica por propano.
• Sistemas Auxiliares.
SISTEMA DE ENFRIAMIENTO DEL GAS Y SEPARACION DE LOS
PRODUCTOS (GLP)
El gas natural procesado en las cadenas de compresión es al nivel de la 4ta etapa, luego de salir de los enfriamientos atmosféricos a una temperatura
aproximada de 95°F, es desviado hacia el Proceso de Extracción de GLP para
enfriarlo hasta –40°F, a fin de condensar los productos GLP contenidos.
Figura 7: Flujograma proceso de compresión y extracción del gas natural.
Fuente: Superintendencia de Ingeniería y Control de Procesos.
32
El Gas Rico al salir de la 4ta etapa del proceso de compresión fluye hacia la
extracción hasta el depurador de entrada donde parte del agua condensada es
separada de esa corriente y retornada al depurador. El gas rico continúa hasta
llegar a los Intercambiadores Gas-Gas y Gas-Líquido. Toda esta mezcla fluye
posteriormente, en una sola corriente, a través de una línea principal que luego se
distribuye en tres corrientes principales para intercambiar temperatura con el gas
frío que regresa al proceso de compresión, y con el líquido (GLP) que alimenta a
la torre desetanizadora. La primera corriente de Gas Rico (aprox. 52% del Gas)
pasa por los Intercambiadores para hacer una transferencia de temperatura con el
gas residual proveniente del separador trifásico, el cual sale a una temperatura
aproximada de –40°F.La segunda corriente de Gas rico (aprox. 40% del volumen
total) pasa por los intercambiadores Gas-Líquido para transferir temperatura a la
corriente de Condensado GLP que sale del mismo Separador trifásico. La tercera
corriente de Gas Rico (6% aprox.) es dirigida hacia el módulo de fraccionamiento,
para pasar a través de los intercambiadores a fin que se de la transferencia de
temperatura con el etano separado en el tambor de reflujo de la torre que sale
hacia el Sistema de Gas Combustible de la planta.
Las tres corrientes de Gas Rico, una vez que intercambian temperatura en
los Gas-Gas y Gas-Líquido, se unen a la salida de éstos para constituir una sola
corriente. Ésta corriente fluye primeramente hacia el enfriador primario.
Posteriormente, continúa hacia el enfriador secundario, en donde adquiere la
menor temperatura del proceso (-40°F). A esta temperatura, los productos GLP
contenidos en la corriente del Gas Rico se condensan, y al llegar al separador
trifásico son separados para enviarlos como flujo de alimentación de condensado
hacia la Torre Desetanizadora. El gas residual retorna al depurador de la 4ta etapa
de compresión.
El nivel de condensado GLP se controla mediante un flujo de salida
determinado por el operador. Existe un control por nivel para los casos de
desviación, que al actuar inhabilita el modo de control de flujo hasta tanto dicho
33
nivel vuelva a normalizarse (control cascada). El condensado, en condiciones
normales de operación del proceso, fluye desde el separador hasta la torre
desetanizadora por diferencia de presión.
• SISTEMA DE ESTABILIZACION DE ETANO EN EL CONDENSADO GLP.
Los líquidos condensados, recuperados en el sistema de extracción, se
separan en el desetanizador en dos grupos: hidrocarburos más livianos que el
propano, tales como el metano y el etano y los hidrocarburos como el propano o
más pesados que éste, los cuales forman parte del líquido estabilizado recuperado
de la corriente de Gas Rico.
La separación de éstos dos grupos de hidrocarburos se logra a través de la
Torre Desetanizadora, constituida por 30 bandejas o platos, en esta torre se
controlan tres variables principales: la temperatura del tope (Reflujo), la
temperatura del fondo y la presión de la torre. El proceso consiste en generar
suficiente temperatura en el fondo de la torre capaz de vaporizar el etano a una
presión determinada en la torre. Un volumen de producto propano recuperado en
el tope de la torre es devuelto a la misma, en forma de reflujo. De esta manera
podemos controlar la pérdida de éste producto a través del tope. La presión de la
torre se controla a un valor que permita ebullir los líquidos en el fondo y que los
vapores generados en la misma puedan condensarse en el tope a las
temperaturas deseadas. El condensado estabilizado fluye hacia la planta GLP en
tierra por diferencia de presión. Dado que en el fondo de la torre se controla la
calidad del condensado estabilizado, que debe salir hacia la planta GLP, hay
dispuesto un cromatógrafo que mide la composición de la mezcla, cuyos
porcentajes deben mantenerse en los valores óptimos que permitan realizar ese
envío con cantidad de etano de 2% en relación con el porcentaje de propano
producido. Los hidrocarburos no condensados, básicamente constituidos por
etano y metano, en condiciones normales de la torre, son enviados al sistema de
compresión. En caso de sobrepresión, el exceso puede enviarse hacia el cabezal
34
de venteo de la extracción. El gas seco, una vez que intercambia temperatura
individualmente, se une para formar una sola corriente y pasar por el depurador
principal, desde donde se alimenta a los Recompresores Solares o al sistema de
Gas Combustible de la planta.
• SISTEMA DE REFRIGERACION MECANICA POR PROPANO
El calor de la corriente del gas rico proveniente de ambas cadenas de
compresión es extraído en la expansión, por medio de un sistema cerrado de
refrigeración que utiliza propano como elemento refrigerante.
El proceso de refrigeración mecánica consiste en bajarle la presión al propano
hasta un valor mínimo de operación que permita alcanzar la temperatura de –40°F
en los chiller, para enfriar el gas rico que circula por los tubos y poder condensar
los hidrocarburos pesados contenidos.
La presión del propano se reduce mediante un proceso conocido como
expansión. Éste método consiste en crear caídas de presión a través de cuatro
etapas dispuestas en serie, cada una de las cuales permite reducir la presión del
propano para producir en éste un enfriamiento de –40°F. Las pérdidas de éste
sistema son compensadas desde el sistema de almacenamiento de la planta GLP
ULÉ.
Dentro de éste sistema están incluidos los equipos:
Compresor Refrigerante Principal (C-13):
La capacidad de enfriamiento de los Chillers Primario, Secundario y
condensador del tope de la torre desetanizadora, es producida por una unidad de
compresión Ingersoll Rand multietapas, con cuatro líneas de succión. El
compresor C-13 es manejado por una turbina a gas, Westinghouse (T-13).
35
Turbina (T-13):
Los gases calientes, provenientes del ducto de escape de la T-13, se
aprovechan para calentar el fluido del sistema de Aceite Caliente. Este aceite se
utiliza en los procesos de la expansión para la desetanización en la torre y la
deshidratación del glicol por medio de los rehervidores respectivos.
Figura 8: Diagrama del sistema de refrigeración mecánica con propano.
Fuente: PDVSA (2011)
• SISTEMAS AUXILIARES:
• Glicol
• Aceite Caliente
• Agua de enfriamiento
• Drenajes y venteo.
• Sistema Auxiliar de Glicol.
36
El gas rico, que entra al proceso de extracción del GLP a una temperatura de
96 ºF, lleva consigo ciertos vapores de agua que no son posible extraerlos en el
proceso de depuración, dada la presión y temperatura del sistema, que por diseño,
se mantienen en el etapa de compresión correspondiente.
Tomando en que, en esta instalación el proceso de extracción de GLP consiste
en reducir la temperatura del gas hasta un valor aproximado de -40 ºF, cualquier
porcentaje % de vapor de agua existente en esta corriente, al ser enfriada, va a
pasar a estado sólido, produciendo el taponamiento de los equipos del proceso
(tuberías, haz de tubos, válvulas, etc.) correspondiente.
Para impedir la formación de hidratos contenidos en el gas, se inyecta una
porción de estilen glicol en la corriente del gas, en cada uno de los
intercambiadores del proceso a fin de absorberle el agua contenida. El glicol, por
su naturaleza, al mezclarse con el agua forma una solución miscible cuya
variación de concentración da origen a variaciones en el punto de congelamiento
de la solución, por lo cual, manteniendo una concentración específica para así
evitar la formación de hidratos en los intercambiadores.
La proporción a la cual debe mezclarse el agua y el glicol, depende de la
cantidad de agua que contenga la corriente de éste. El glicol utilizado en el
proceso de esta instalación, de acuerdo con análisis previos efectuados al gas,
debe llevarse a una concentración de 83%, antes de ser inyectado.
El glicol es inyectado a través del sistema de boquillas rociadoras instaladas
en los enfriadores e intercambiadores de gas rico. La solución de glicol
enriquecida es separada de los hidrocarburos en los separadores D8-202 A y B
cayendo en unas trampas. De aquí en adelante, se usa la solución fría de glicol
para sub-enfriar el liquido refrigerante en el D2-207 (intercambiador glicol-propano)
y pasa a través de un serpentín en la parte superior del reconcentrador de glicol
37
D8-215. Esta suficiente frio en este momento para producir reflujo para la torre de
separación del reconcentrador.
Es filtrado y finalmente es enviado al tambor de expansión de glicol D8-217.
La presión en este tambor se mantiene al mínimo necesario para permitir el flujo
de líquido del tambor de expansión al reconcentrador. El flujo es regulado por una
válvula controladora de nivel que interviene el nivel de interfase en el D8-217
La solución calentada en el tambor de expansión libera gases disueltos e
hidrocarburos líquidos que ya no son solubles a esta temperatura aumentada y a
esta presión reducida.
Los hidrocarburos líquidos liberados son descargados al cabezal de drenaje
a través de una válvula controladora de nivel de líquido. Alternativamente, los
líquidos de hidrocarburos pueden ser enviados al S-0 por la misma línea
vertedera de agua del recipiente D-9. La válvula controladora de nivel de líquido
dispone de dos alarmas para avisarle al operador cuando la válvula comienza a
abrirse y cuando la válvula se abre totalmente. Para impedir una descarga
excesiva de líquido al cabezal de drenaje, el orificio de restricción sirve para limitar
el flujo a un máximo de 15 gpm.
La solución de glicol del tambor de expansión sale y pasa a través del
reconcentrador (D8-211) donde se le quita el exceso de agua y es enfriado por
permutación térmica con glicol rico en el D2-209. Las bombas de circulación D3-
203 A/B toman succión del tambor de compensación y la solución se enfría
después en el D2-210 antes de ser devuelta a los diversos puntos de inyección.
Debido al congelamiento en la plataforma, el costo de la solución, entre otros,
se ha dispuesto un sistema separado y cerrado para el drenaje del glicol. El
sistema está diseñado para recuperar la mayor cantidad de solución posible al
drenar todo, en el tambor de almacenaje D8-212. La pequeña presión de gas
puede usarse para forzar la solución hacia el tambor de almacenaje.
38
Figura 9: Diagrama del sistema de glicol.
Fuente: PDVSA (2011)
• Sistema Auxiliar de Aceite Caliente.
Éste sistema es utilizado para suministrar calor requerido en el rehervidor de la
torre desetanizadora y el correspondiente al sistema de glicol. El aceite circula
mediante un ciclo cerrado, donde primeramente es calentado con los gases
calientes de la turbina T-13, para luego pasar los tubos de los rehervidotes y
calentar los productos allí manejados a la temperatura ajustada por el operador.
Los componentes del sistema son; tambor del aceite circulante D8-205, dos
bombas centrifugas D3-202 A/B, horno D4-201, ventilador D2-26, válvula de
recirculación.
39
Figura 10: Diagrama del sistema de aceite caliente.
Fuente: PDVSA (2011)
• Sistema Auxiliar de enfriamiento con agua del lago.
El agua utilizada para el enfriamiento de los equipos que conforman el proceso
de extracción de GLP proviene del lago. Existen tres bombas que succionan
directamente desde allí descargan agua a una presión de 30 psig hacia los
condensadores a fin de enfriar el propano de los procesos de refrigeración y
posteriormente drenar al lago, por medio de un trípode ubicado distante al proceso
de la expansión.
En cada enfriador o condensador (tipo cerrado) de este proceso, el agua es
circulada en contracorriente con el fluido a enfriar. Cada uno de estos dispone de
un juego de válvulas que permiten retrolavarlos cuando el enfriamiento sea
deficiente.
Cada una de las bombas del sistema esta montada dentro de un “casing”
dotado de una malla metálica en forma de cesta con la finalidad de evitar que
succionen sólidos desde el lago. Adicionalmente, en la línea general de descarga
40
del sistema, hay dispuestos dos filtros alternables, con el objeto de prevenir el
ensuciamiento de los condensadores del proceso.
Los equipos que se ven beneficiados con el desarrollo de este sistema de
enfriamiento con agua del lago son los siguientes:
• Condensadores del Sistema de Refrigeración principal
• Condensador del Sistema de Refrigeración Secundario.
• Enfriador de Glicol.
• Sistema Auxiliar de Venteo y Drenaje.
Todos los recipientes que operan en el proceso de la expansión ( Refrigeración,
Extracción y Desetanizaciòn) ventean hacia un sistema independiente de
compresión constituido por:
• Un cabezal de 16”.
• Una trampa recolectora de líquidos.
• Un separador de líquido-vapor.
• Dos bombas
Se recomienda inyectar una porción de metanol, por lo menos una vez a la
semana, al mismo tiempo que se haga el soplado con gas dicha línea. Esto, con el
fin de arrastrar el líquido que se pueda acumular entre los verticales de la misma.
La expansión dispone de un cabezal recolector de drenajes que permiten
desplazar los líquidos provenientes de los equipos que conforman el proceso. El
drenaje se realiza en forma manual, y a través de este cabezal los líquidos pueden
ser dirigidos hacia el tambor recolector de condensado existente en la chimenea
de la cadena B de compresión. Desde allí, el líquido acumulado se saca por medio
de las bombas hacia el depurador principal del proceso de compresión.
41
2.2.11. Deshidratación del gas natural.
Descripción general El gas natural, como está producido, contiene normalmente vapor de agua. El
agua deberá ser removida a un punto típico de un contenido de 7 libras/MMPC
para la mayoría de los sistemas de transmisión de gas, hacia un tan bajo como el
parcial ppm de agua y puntos de condensación al menos de -150°F de un
tratamiento aguas arriba de equipos criogénicos. El retiro del agua, o
deshidratación, se realiza para prevenir la formación de hidrato ( y como
congelación potencial) o corrosión en la recolección de gas, sistema de
transmisión o planta de tratamiento.
Según GPA se establece para un gas: • Contenido de agua: 6 – 7 lbs de agua / MMpcn • 4 ppm v/v H2 S (0,25 granos / 100 pcn) • 3,0 % v/v de CO2 • Libre de partículas sólidas • Poder Calorífico según acuerdo
Para alcanzar las especificaciones de contenido de agua en un gas requeridas en
procesos industriales es necesario deshidratar el gas. Los desecantes utilizados
pueden ser líquidos o sólidos, pero las economías frecuentemente favorecen el
uso de deseantes líquidos cuando el gas es requerido en especificaciones.
Una instalación de deshidratación de gas por absorción es simple de operar y
mantener; puede ser fácilmente automatizada para una operación óptima. Los
desecantes líquidos pueden ser utilizados para gases dulces pero debe tenerse
precaución debido a la solubilidad de los gases ácidos en la solución desecante. A
muy alto contenido de gases ácidos y relativamente muy alta presión, los glicoles
pueden ser solubles en el gas.
42
Los glicoles son típicamente utilizados para aplicaciones donde se requiera un
descenso del punto de rocío de 60 a 120 ºF.
2.2.12 Tipos de Deshidratación del Gas Natural
Deshidratación de gas por absorción
Es un proceso mediante el cual un componente soluble en una mezcla gaseosa
(vapor de agua), se disuelve en un líquido.
Los sistemas de absorción de gas destinados a deshidratar el gas natural usan
como líquidos absorbentes los glicoles como el Dietilen glicol (DEG), el Trietilen
glicol (TEG) y el Tetra etilenglicol (TREG), siendo el TEG de uso más común para
la deshidratación del gas natural debido a que presenta menos pérdidas por
evaporación (Pto de Ebullición = 550 F) y permite obtener menores descensos del
punto de rocío.
Es una buena practica instalar un depurador de gas a la entrada del
deshidratador, si este esta cerca de un separador de producción. El depurador de
gas a la entrada prevendrá del bombeo accidental de grandes cantidades de agua
fresca o salada, hidrocarburos líquidos, químicos de tratamiento, inhibidores de
corrosión al contactor de glicol. En ocasiones pequeñas cantidades de estos
materiales pueden resultar en excesiva perdidas de glicol debido a la formación de
espumas, reduciendo la eficiencia e incrementando el mantenimiento. Es muy
común instalar separadores integrales de fondo en el contactor.
Siguiendo el proceso de la Fig. 20-53, el glicol regenerado es bombeado al
plato de tope del contactor. El glicol absorbe agua a medida que el fluido baja a
través del contactor en contracorriente al flujo de gas. El glicol rico en agua es
43
removido del fondo del contactor, pasa a través del condensador de reflujo y luego
va al tanque “flash” donde el gas soluble es despojado, pasando a través del
intercambiador de calor glicol rico-glicol pobre hacia el regenerador.
Figura 11: Deshidratación con Glicol
Fuente: GPSA
Descripción del proceso
En el absorbedor la solución concentrada de glicol fluye en contra corriente con
el gas que se desea deshidratar. Por el tope de la torre sale el gas seco y por el
fondo sale la solución de glicol-agua que es dirigida hacia regenerador pasando
por un intercambiador de calor, un separador y un filtro: una vez regenerada la
solución vuelve al absorbedor por el plato del tope.
En el absorbedor hay un desprendimiento de calor (calor de absorción) debido a
que los componentes (agua) cambia de la fase vapor a fase líquida, el cual es
absorbida por el gas y el glicol, los cuales en realidad no salen a la misma
44
temperatura de entrada. Al salir el TEG del absorbedor pasa por un intercambiador
de calor donde es calentado, luego pasa por el filtro y de allí entra a la Torre de
destilación ( abaja presión) ; como la temperatura de ebullición del agua es mas
baja que la del TEG (550 F) al calentarse la torres se evaporará el agua y no el
TEG para lo cual la temperatura del regenerador debe ser menor que la
temperatura de ebullición del TEG. A la salida del regenerador, en la parte
superior se coloca un condensador para que condense el glicol y luego se usa
esta como reflujo.
Para reponer las pérdidas se añade TEG en el tanque. El glicol regenerado sale
por el fondo del regenerador y es enfriado a través de intercambiador de calor
glicol-glicol y mediante la bomba de glicol es recirculado al contactor.
Para obtener una concentración más alta de glicol se usa el gas de despojo
(stripping gas) en el regenerador.
El líquido sirve como superficie absorbente debe cumplir con una serie de
condiciones, como por ejemplo:
• Alta afinidad pon el agua, y ser de bajo costo,
• Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo.
• Estabilidad para regeneración
• Viscosidad baja,
• Baja presión de vapor a la temperatura de contacto,
• Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural
• Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas.
El gas entra por el fondo de la torre y la solución de glicol entra por el tope. A
medida que el gas sube hacia el tope de la torre va siendo despojado del agua
hasta que al salir del equipo mencionado el contacto de agua cumple con la
especificación requerida.
45
La solución de glicol sale por el fondo de la torre absorbedora y pasa a través
de una válvula donde se le reduce la presión e inmediatamente entre a un tanque
flash, en el cual se separa el gas hidrocarburo absorbido por la solución de glicol.
Posteriormente el glicol pasa a través de filtros e intercambiadores de calor
para finalmente entrar al sistema de regeneración en donde el agua absorbida en
la torre se evaporará y la solución de glicol se reconcentrará para ser enviada
nuevamente al tope de la torre absorbedora, reiniciándose en esta forma el ciclo.
Combinación refrigeración/absorción.
En algunas configuraciones de deshidratación de gas se puede encontrar
una combinación de los procesos de refrigeración y adsorción para remover agua
del gas. Mediante la aplicación de este esquema de procesos se remueve una
buena parte del agua, enfriando el gas desde temperatura ambiente hasta
temperaturas en el orden de los 60-80°F. Este último rango de temperatura no
debe disminuirse porque de lo contrario se podrían formar hidratos, lo que
implicaría la necesidad de inyectar etilenglicol como inhibidor.
Como ejemplo se tiene que si se enfría el gas desde 1000 psig y 120°F (100
lbs. H2O/MMPCN) hasta 1000 psig y 80°F (35 lbs.H2O/MMPCN) se removerían 65
lbs. H2O/MMPCN.
El gas de salida del sistema de enfriamiento se enviará al proceso de
adsorción para posteriormente remover el agua hasta niveles de partes por millón.
La aplicación de este arreglo combinado de procesos puede ser atractiva si
el sistema de deshidratación está asociado a facilidades de extracción de líquidos
del gas en donde se pueda disponer de corrientes frías o de caballaje extra para
un sistema de refrigeración con propano.
46
Es conveniente resaltar también, que este sistema podría competir
fuertemente con el arreglo Glicol/tamices Moleculares, si las normas ambientales
(Clean Air Act.) restringen el uso de glicoles por sus características tóxicas.
Comparación entre los diferentes glicoles
Etilen glicol
: Presenta alto equilibrio de vapor con el gas tendiendo a pérdidas hacia la
fase gas en la contactora
Dietilen glicol
: Presenta alta presión de vapor conduciendo a altas pérdidas en la contactora.
Baja temperatura de descomposición térmica, requiere menores temperaturas
para ser regenerado (315º-340 ºF) así queda puro y puede ser utilizado en otras
aplicaciones.
Trietilen glicol
Es el de uso más común. Es regenerado a400ºF para obtener una alta pureza.
A temperaturas en la contactora mayores a 120 ºF tiende a altas pérdidas por
vaporización. Descensos del punto de rocío hasta 150 ºF son posibles con el uso
de Stripping gas (Gas de arrastre).
Tetraetilen glicol
Tiene mayor costo que el Trietilen glicol, pero menores pérdidas a altas
temperaturas de contacto con el gas. Su regeneración está entre 400 ºF a 430 ºF.
El Dietilen glicol fue usado durante los años 1940 para deshidratar el gas
Natural, produciendo concentraciones de glicol en el rango de 95-96% y
descensos del punto de rocío en el rango de 45-55 ºF. La introducción del Trietilen
glicol (TEG) permitió mayores concentraciones del glicol pobre (98-99%) sin
excesivas pérdidas por vaporización. Descensos del punto de rocío en el rango de
47
65-75 ºF son comunes de lograr con TEG y, con equipos especiales, descensos
del punto de rocío mayores de100ºF pueden obtenerse. La reciente introducción
del Tetraetilen glicol al parecer tiene aplicaciones para altas temperaturas de gas
de entrada sin excesivas pérdidas por vaporización. La data de Gallaugher y
Hibbert (Ver Tabla 1) indica la temperatura a la cual se inicia la descomposición
térmica de los glicoles.
Los glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que
permiten obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, con lo las pérdidas de
vapor son menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe
utilizarse a temperaturas inferiores a 50 F, ya que se incrementa mucho la
viscosidad. El EG y DEG se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de
gas, tanto en los procesos de refrigeración y expansión.
Ninguno de los dos debe usarse a una temperatura menos a 20 F, todo
provoca que el uso de los glicoles en el proceso de deshidratación de gas natural,
sea de mucha importancia, ya que es un proceso, que puede ser de alta eficiencia,
siempre y cuando el proceso de maneje, dentro de los parámetros operacionales
establecidos, ya que caso contrario no se puede producir un proceso eficiente. En
la tabla 2 se muestra las propiedades físicas de los glicoles.
48
Tabla 1: Propiedades Físicas de los glicoles
Fuente: GPSA (2004)
Selección del inhibidor
Según Martínez (2006), la selección del inhibidor depende del proceso al
cual va a ser sometida la corriente hidrocarburada; si el glicol va a ser inyectado
en una línea de transmisión de gas natural, el etilenglicol es la solución más
idónea ya que produce el mayor descenso en el punto de formación de hidratos. Si
el glicol es inyectado en una unidad donde la solución glicol-agua está en contacto
con hidrocarburos líquidos (por ejemplo en una unidad de separación de baja
temperatura), nuevamente el etilenglicol es el más apropiado debido a su baja
solubilidad en hidrocarburo de alto peso molecular.
Por otra parte, en manejos donde las pérdidas por vaporización son severas,
el di o trietilenglicol son los más recomendables debido a sus bajas presiones de
vapor; y de los dos el de menor presión de vapor es el trietilenglicol por lo que las
49
pérdidas por vaporización serán menores cuando se use este glicol, sin embargo,
debido a su alto peso molecular no resulta tan efectivo como el etilenglicol o
trietilenglicol en la prevención de la formación de hidratos.
De igual manera el curso de gasotecnia de la UDO presenta un resumen de
los factores que influyen en la selección del glicol son:
a.- Bajo costo: El costo de glicol no es muy alto, luego este factor provoca
que sea de gran utilidad en el proceso de deshidratación en cualquier industria.
b.- Viscosidad: un valor de viscosidad por debajo de 100 - 150 CPS. Hace
que los fluidos fluyan con dificultad (Figura 8, pág. 51). Luego se requiere conocer
la concentración del glicol y la temperatura del trabajo del equipo deshidratador.
Figura 12: Viscosidad del Monoetilenglicol.
Fuente: GPSA (2004).
50
c.- Reducción del punto de rocío: En el momento en que el glicol absorbe
agua, disminuye la temperatura de rocío del gas natural. Este proceso el
descenso del punto de rocío (DPR).La reducción del (DPR) es influenciada por. La
tasa de flujo del glicol; temperatura de contacto glicol /gas en el tope del
absorbedor, eficiencia de contacto del glicol pobre. Cuando el proceso de
deshidratación del gas natural se realiza con (TEG) a 100 °F y una concentración
de 95 %P/P, se puede reducir el punto de rocío hasta 46° F.
Mientras que el (DEG) a la misma concentración, reduce el punto de rocío en
54°F. Pero, esta situación cambia al aumenta la concentración, si la concentración
del glicol en el agua es por ejemplo 99% P/P. En la (RDR), el agua pase antes a la
fase líquida y el glicol simplemente la atrapa.
EL (DPR) es en 90 °F, mientras que si se utiliza (DEG) es 84°F. Luego estas
observaciones es conveniente tenerlas en cuenta, cuando se quiera seleccionar el
tipo de glicol más apropiado y eficiente para una operación. Si el gas que se va a
deshidratar no tiene contaminantes ácidos, se puede obtener un (DPR) de hasta
65°F, para ello se necesita subir la temperatura del horno. La reducción del Punto
de Rocío se puede determinar por la Ecuación de Hammerschmidth:
)100(0,2335
WMxWdTr −
==Δ Ec.1
Donde: d es el descenso del punto de rocío; M es peso molecular y W es
concentración del glicol en la fase líquida en la relación %P/P. Este es un
parámetro de gran importancia, ya que para que el proceso de deshidratación sea
efectivo la concentración del glicol debe de ser alta.
La curva de seguridad (safe curve) del etilenglicol (Figura 9 , pág. 53) indica
los puntos de congelamiento y descenso de temperatura para la formación de
hidratos en función de la concentración de la mezcla de agua-glicol.
51
Figura 13: Punto mínimo y máximo de congelamiento de la solución glicol- agua.
Fuente: GPSA (2004).
d.- Solubilidad del glicol. Este compuesto es soluble en condensado. Además
se puede demostrar que el TEG es más soluble que el DEG. La solubilidad del
TEG es de quinientas partes por millón (500 ppm), a 90 F, mientras que la del
DEG es 350 ppm. Cuando hay hidrocarburos aromáticos, la solubilidad del glicol
es todavía más alta.
e.- Presión de vapor. Este parámetro es importante de conocerlo, en vista
que permite determinar la cantidad de glicol que se sale de la planta por
evaporación. Teóricamente se sabe, que las pérdidas de glicol aumentan, cuando
la presión de vapor se hace más alta.
52
Problemas operacionales típicos de un sistema de inyección de glicol
El manual de uso optimo de glicol y análisis de algunas experiencias
operacionales de TJ-2 y TJ-3 (1981), señala que los problemas de operación y
corrosión usualmente cuando el glicol circulante se ensucia. De allí que, para
obtener una mayor eliminación de problemas con el glicol, es necesario reconocer
estos problemas y saber cómo prevenirlos. Algunos de los mayores problemas
son:
• Oxidación
• Descomposición Térmica
• Control de PH
• Contaminación de Sal
• Hidrocarburos
• Barros
• Espumas
1. Oxidación
El oxigeno entra al sistema con el gas entrante, a través de un tanque de
vaporización, o a través del empaque prensa-estopa de la bomba. El glicol se
oxidara inmediatamente ante la presencia de oxigeno y forma ácidos corrosivos.
Para prever oxidación, el envase abierto del proceso debe tener un gas
bituminoso para mantener libre de aire el sistema. Inhibidores de oxidación
pueden ser incluso usados para prever la corrosión. Gases conteniendo oxigeno
pueden ser tratados para minimizar corrosión. Un método es inyectar una mezcla
conteniendo 2 cuartos de galón de 50-50 mezcla de MEA y 33-1/3 por ciento de
hidracina dentro del glicol entre el absorbedor y el equipo de regeneración. Una
bomba contadora debe ser preferiblemente usada para dar una continua inyección
uniforme.
53
2. Descomposición Térmica:
Calor excesivo, el resultado de una de las siguientes condiciones,
descompondrá el glicol y formara productos corrosivos.
1. Una alta temperatura del rehervidor sobre el nivel de descomposición del
glicol.
2 Sobre-Calentamiento localizado, causado por depósitos de sal o productos
asentados en los tubos del rehervidor.
3. Control de pH
Generalmente, el pH es una medida de la acidez o alcalinidad del fluido,
usando una escala de 0-14. Valores de pH de 0 a 7 indica que el fluido es acido o
corrosivo. Valores de pH de 7 a 14 indica que el fluido es alcalino. Valores del pH
pueden ser determinados con papel tornasolo equipo de prueba de pH. El
PHmetro debe ser calibrado ocasionalmente para mantener exacto. El pH del
agua destilada debe incluso ser chequeado para ver que tiene un pH neutral de 7.
Agua destilada contaminada alterara los valores de pH.
El glicol nuevo tiene aproximadamente un pH neutral de 7, sin embargo,
como el glicol es usado, el pH siempre se va abajo y se convierte en acido y
corrosivo a menos que sea usado un neutralizador de pH o amortiguador. La rata
de corrosión del equipo aumenta rápidamente con el descenso del pH de glicol.
Ácidos, resultantes de la oxidación del glicol, productos de la descomposición
térmica o gases ácidos tomados de la corriente de gas, son algunos de los
problemas corrosivos contaminantes. Un pH bajo acelera la descomposición del
glicol. Idealmente el pH del glicol debe ser mantenido en un nivel de 7.0 a 7.5. Un
pH sobre 8.0 a 8.5 tiende a crear espuma de glicol y emulsificar.
El pH debe ser chequeado para minimizar corrosión, bórax, etanolaminas u
otros neutralizantes alcalinos pueden ser usados para controlar el pH. La adición
54
de este neutralizante debe hacerse con sumo cuidado. Deben ser añadidos lenta y
continuamente para mejores resultados. Una sobredosis de neutralizantes
usualmente precipitara cualquier barro negro suspendido en el glicol. El barro
puede asentarse y tapar el flujo de glicol en cualquier parte del sistema circulante.
Frecuentes cambios de elementos de filtros deben ser hechos mientras que sean
añadidos neutralizantes del pH.
La cantidad de neutralizantes a ser añadidos y la frecuencia de adición
variaran de planta en planta. Cuando el pH del glicol es extremadamente bajo, la
cantidad requerida de neutralizante puede ser terminada por análisis volumétrico.
En este caso, use la dosis recomendada para tratar el glicol pobre más bien que el
glicol rico para mejorar resultados. Toma cierto tiempo conseguir que el
neutralizante quede completamente mezclado con todo el glicol en el sistema. De
allí que el neutralizante debe ser añadido lentamente para evitar una sobredosis.
Al glicol le toma un tiempo adquirir un pH bajo. Por lo que, toma varios días
aumentar de nuevo el pH a su mismo nivel. El pH debe ser medido varias veces
cada vez que el neutralizante sea añadido.
4. Contaminación de Sal
Depósitos de sal acelera la corrosión del equipo, reduce la transferencia de
calor en los tubos del rehervidor y altera lectura de la gravedad específica cuando
es usado un hidrómetro para determinar la concentración agua-glicol. Esta penosa
contaminación no puede ser eliminada con una normal regeneración. De allí que,
la sal arrastrada, incluso en lingotes o partes finas, debe ser prevenido con el uso
de un depurador eficiente corriente arriba del sistema de glicol.
5. Hidrocarburos
Hidrocarburos líquidos, un resultado de un arrastre con el gas entrante o
condensación en el absolvedor, aumenta la espuma del glicol, degradación y
pérdidas. Deben ser eliminadas con un separador gas- glicol y/o camas de carbón
activado.
55
6. Barro
Una acumulación de partículas solidas e hidrocarburos restantes muy a
menudo se forma en el glicol. Este barro es suspendido en el glicol circulante y
sobre un periodo de tiempo, la acumulación viene suficientemente grande para
asentarse. Esta acción resulta en la formación de una goma negra pegajosa y
abrasiva que puede causar erosión de las bombas, válvulas y otros equipos.
Usualmente, ocurre cuando el pH del glicol es bajo y viene a ser muy duro y frágil
cuando es depositado sobre los paquetes del destilador u otros lugares en el
sistema de circulación. Una buena filtración de la solución prevendrá la formación
de barro.
7. Espuma
La espuma puede aumentar las pérdidas de glicol y reduce la capacidad de
la planta. La espuma también causa un pobre contacto entre el gas y el glicol; de
allí que la eficiencia de secamiento decrece.
Algunos promotores de espumas son:
• Hidrocarburos líquidos
• Inhibidores de corrosión de campo
• Sal
• Sólidos finamente divididos en suspensión
Excesiva turbulencia y grandes líquidos a evaporar relacionado con las
velocidades, causara usualmente espuma de glicol. Esta condición puede ser
causada por problemas mecánicos o químicos.
La mejor solución para los problemas de la espuma es correcto cuidado del
glicol. Las más importantes medidas en el programa son efectiva limpieza al frente
del sistema de glicol y buena filtración de la solución circulante. El uso de anti-
espumante no resuelve el problema básico. Sera solamente un control
56
temporalmente hasta que los causantes de espumas puedan ser determinados y
eliminados.
El éxito de un anti-espumante usualmente depende sobre cuándo y cuanto
sea añadido. Algunas anti-Espumantes, cuando son añadidos luego que la
espuma es generada, actúa como buen inhibidor, pero, cuando es añadido antes
que la generación de espuma, actúa como un buen estabilizador de espuma, lo
que hace empeorar el problema. Ciertos anti-espumantes son inactivados cerca
de varias horas bajo condiciones de alta presión y temperatura y su efectividad
puede ser disipada por el calor de la solución de glicol. De allí que, los anti-
espumantes generalmente deben ser añadidos continuamente una gota cada vez,
para mejores resultados. El uso de químico suministrado por bombas ayudara a
medir correctamente el anti-espumante y dar una mejor dispersión dentro del
glicol.
Los anti-espumantes agua-soluble son algunas veces más efectiva diluyendo
antes de la adición al sistema. Anti-espumantes con solubilidad limitada deben ser
añadidas por la vía de la succión de la bomba para asegurar una buena dispersión
el glicol. Si la espuma no es un problema serio, el anti-espumante puede ser
añadido en tapones de 3 a 4 onzas cuando es necesario.
La adición de demasiado anti-espumante es usualmente peor que no eliminar
la espuma en total. Excesiva cantidades aumenta bruscamente el problema de la
espuma.
• Tipo de tamaño y consistencia de burbuja de espuma.
• Tiempo requerido para que la espuma alcance la máxima altura y
anote la altura de la espuma.
• Tiempo para que la capa de espuma se asiente de nuevo al nivel del
liquido.
57
Continúe añadiendo el mismo anti-espumante. En pequeños incrementos,
para ver si la espuma puede ser controlada. Luego que haya sido añadido cerca
de 200-300 ppm. De anti-espumante, la espuma usualmente se hace
incontrolable. En este caso, el anti-espumante debe ser descartado.
Cuando el más efectivo anti-espumante haya sido seleccionado, lentamente
mida la dosis recomendada dentro del sistema de la planta en el punto donde
ocurre más formación de espuma. El uso de una bomba de alimentación continua
ayudara usualmente a dar un mejor control de la espuma.
Condiciones que afectan la eficiencia de sistemas de control de hidratos por
inyección de glicol
De manera general, el manual de uso optimo de glicol y análisis de algunas
experiencias operacionales de TJ-2 y TJ-3 (1981), indica que muchos de los
problemas que afectan la eficiencia en el sistema de deshidratación por inyección
del glicol son incluso, encontrados en los sistemas convencionales con
absorbedores. Sin embargo, muchas veces, condiciones que malogran el proceso
de inyección no tendrán un efecto apreciable en el otro sistema. Normalmente, los
sistemas que usan soluciones altamente concentrados no experimentan
problemas de espumas que son encontrados en el proceso de inyección
El diseño de toberas o boquillas rociadoras así como también su localización
es muy importante. La densidad y viscosidad de la inyección de glicol y la presión
del sistema operando puede afectar el funcionamiento de la tobera. La turbulencia
del gas entrante puede distorsionar el modelo de riesgo de la tobera.
La presión de descarga de la bomba de circulación del glicol debe
normalmente ser alrededor de 150 libras sobre la presión de operaciones del
sistema de gas. Usualmente de 100 a 150 libras de presión diferencial es
suficiente para inyectar el glicol en finísimo, riego atomizado para dar un buen
contacto de gas- glicol.
58
Para obtener resultados efectivos, es necesario glicol limpio. Los filtros en las
estaciones de inyección, así como también los grandes filtros deben operar sin
pérdida de sello, o rupturas. Los filtros grandes deben ser cambiados cuando
ocurra un diferencial de presión en 20 libras.
El glicol limpio es necesario para prevenir obstrucciones de las toberas y un
modelo de rego distorsionado. Una tobera tapada goteara, no riega y
eventualmente no trabajara del todo. Las góticas de glicol gravitaran hacia abajo y
se coleccionan en la mitad inferior de los envases fríos esto evita un buen contacto
de glicol y permite pasar gas húmedo hacia la sección superior de los tubos
intercambiadores.
Los hidratos pueden entonces formarse en estos tubos, restringiendo la rata
de flujo de gas y finalmente taponando completamente los tubos. Estos resultan
en mayores velocidades de gas a través del banco de tubos más bajos. Sin
embargos, estos tubos están ya parcialmente inundados con glicol que no han
sido correctamente dispersados dentro de la fase de gas. La alta velocidad de flujo
de gas entonces, agitara el glicol a espumarse. El diseño de la tobera y la
capacidad de la bomba deben ser emparejados tan cerradamente como sea
posible a la rata de inyección teórica de glicol para obtener una completa
dispersión del glicol dentro de la corriente de gas.
Descripción del sistema de inyección de glicol
El manual de operaciones de la planta compresora Tía Juana 2 (1994),
describe que el glicol se inyecta en forma de spray en la corriente de gas rico a la
entrada de los intercambiadores D2-301A/B, D2-357A/B, D2-302 A/B a través de
un juego de boquillas rociadoras que cada uno posee, seguidamente el gas va
hacia una unidad de refrigeración mecánica donde se le reduce la temperatura
considerablemente este intercambiador de calor es comúnmente conocido como
“chiller”.
59
El glicol absorbe el agua y fluye junto con el gas a través de los diferentes
recipientes del sistema hasta llegar al separador trifásico D8-302 de la cadena
correspondiente, la solución de glicol enriquecida con agua es separada del LGN y
recolectada en una trampa que el separador trifásico posee en el fondo, de allí
sale al sistema de deshidratación, la solución de glicol-agua que sale de la trampa
está a una temperatura muy baja la cual se utiliza para sub-enfriar una corriente
de propano refrigerante en el intercambiador D2-307, donde la solución absorbe
calor y continúa hacia el reconcentrado de glicol D8-315 donde pasa a través del
serpentín para intercambiar calor con los vapores de agua desprendidos en dicho
equipo, el fluido que pasa por el serpentín (lado externo), se enfría en ese
momento y produce un reflujo al condensar el glicol que pudo ser vaporizado junto
con el agua en el rehervidor.
El glicol enriquecido con agua continúa su recorrido pasando por el
intercambiador D2-308 (glicol rico-glicol pobre) donde se calienta aún más cuando
absorbe el calor del glicol pobre que cae por gravedad desde el rehervidor D2-311,
pasa por un sistema de filtrado para posteriormente llegar hasta el tambor de
vaporización D8-317, donde dadas las condiciones de temperatura que lleva la
mezcla y el control de presión que en este equipo se lleva a cabo se vaporizan los
posible hidrocarburos arrastrados en la mezcla de glicol rica en agua.
La solución en el fondo de este equipo ya libre de hidrocarburos alimenta al
rehervidor D2-311, donde la solución finalmente es deshidratada hasta obtener
una concentración, esta deshidratación se logra calentando la solución glicol-agua
con aceite caliente que circula por el lado tubo de este equipo.
El glicol rico que alimenta al D2-311 es puesto en contacto y en contracorriente
con el vapor de agua separada a través de una sección empacada con anillos (pall
ring) para absorber el posible glicol que pueda desprenderse con el vapor de agua
en el proceso de deshidratación. El rehervidor D2-311 está provisto internamente
de una lámina que separa la sección de tubos de la sección de control de nivel.
60
Equipos típicos que conforman un sistema de deshidratación
Boquillas de inyección
Existen varios tipos de accesorios para la inyección de glicol; frecuentemente
ésta se realiza mediante una pequeña pieza de tubería de diámetro pequeño
proyectada a través de la pared de la línea de trasmisión de gas. Cuando se
desea una alta eficiencia puede ser utilizada una boquilla de inyección estándar tal
como la del tipo “chorro de niebla” que genera una repartición uniforme del fluido.
Una boquilla de este tipo atomiza la solución de glicol en una fina niebla con
la cual se mejora gradualmente la eficiencia el diseño de las boquillas, pueden
además dictar una velocidad de inyección específica dependiendo de la densidad
y viscosidad del glicol inyectado; así como de la presión del sistema de operación.
Se ha determinado que bajo las condiciones óptimas una fina niebla será el
resultado, mientras que cualquier otra combinación producirá solamente gotas
inefectivas de glicol inyectado. La adaptación y orientación de la boquilla requiere
de una prueba en sitio a fin de establecer las condiciones óptimas de inyección.
Columna destiladora
Este envase es generalmente una columna empacada localizada en la parte
superior del rehervidor para separar el agua y glicol por destilación fraccional. El
empaque es usualmente un siente cerámico intalox con pall rings de acero
inoxidable, para prevenir factura.
El destilador estándar usualmente tiene un condensador atmosférico en el
tope para enfriar los vapores y recoger el glicol escapado. Paquetes sucios,
causados por depósitos de lodo de sal o hidrocarburos sobrantes, pueden incluso
causar solución espumante en el destilador y aumentar perdidas de glicol. De allí
que, los empaques deben ser limpiados o reemplazados cuando ocurra
taponamiento o empolvamiento. El mismo tamaño de la torre de empaques, debe
61
ser usado por reemplazo. El tamaño estándar es una pulgada de asiento de
cerámica intalox o una pulgada de acero 304 inoxidable ( ‘’Pall ring’’ )
Un gran arrastre de hidrocarburos líquidos dentro del sistema, de glicol
puede ser problemático y peligroso. Los hidrocarburos se regaran en el rehervidor,
fluirán en el retenedor y aumentar las pérdidas de glicol. Los vapores y/o líquidos
de hidrocarburos pesados pueden incluso derramarse sobre el rehervidor y crear
un serio riesgo de incendio. De allí que , los vapores que abandonar el venteo del
retenedor deber ser colocados fuera del equipo del proceso como medida de
seguridad.
Rehervidor
Este envase suministra calor para separar el glicol y el agua por simple
destilación. En algunas instalaciones se usan rehervidores calentados por vapor y
en otras se usa aceite caliente en el rehervidor. El coque o productos quedados
presentes en el glicol circulante puede ser eliminado por una buena filtración. Esto
ayudara a prolongar la vida del equipo. El proceso de calentamiento es controlado
termostáticamente y enteramente automático. Sin embargo la temperatura del
rehervidor debe ser ocasionalmente verificada con un termómetro de prueba para
asegurar la veracidad de las lecturas recogidas. Una temperatura uniforme dará
una mejor operación del rehervidor. PDVSA, (1978).
Los filtros
Los filtros proveerán y extenderán la vida a las bombas y preverá una
acumulación sólidos en el absolvedor y el equipo de regeneración. Los sólidos que
se asientan sobre superficies metálicas podrán frecuentemente formar celdas de
corrosión. Los filtros eliminaran los sólidos, suciedad, espuma y taponamiento. El
filtro debe ser diseñado para eliminar toda partícula solida de tamaño sobre los 5
micrones. Deben operar sobre presión diferencial de 20-25 psi sin pérdida de sello
o encauzamiento de flujo.
62
Si el filtro está equipado con válvulas de bloque y desvió (by pass) asegúrese
que las válvula de desvió sea abierta antes que las válvulas de bloque sean
cerradas para prevenir excesiva presión en la unidad. Si no están equipadas las
válvulas de bloque y desvió en la unidad. Si no están equipadas las válvulas de
bloque y desvió, cierre la válvula de bloque en la línea de descarga del absorbedor
del glicol antes de intentar cambiar los elementos.
Los filtros son usualmente colocados en la línea de glicol rico para mejores
resultados, pero el glicol pobre puede incluso ser filtrado para ayudar a mantener
el glicol limpio. Cambios frecuentes de filtros pueden ser necesarios durante
arranques de planta o cuando los neutralizadores son añadidos para controlar el
pH del glicol. Los nuevos elementos deben ser colocados en un lugar seco y
limpio para tenerlos fuera de sucio y grasa.
Favor consulte el fabricante del filtro para las instrucciones de operación e
instalación. Es importante conocer cuando y como cambiar los elementos para
mantener fuera el aire del sistema de glicol. Las válvulas y medidores deben ser
inspeccionados ocasionalmente por corrosión y formación de costras o escamas.
Para determinar el uso correcto de los elementos del filtro, córtelos por la
parte central e inspecciónelos. Si están sucios por todas partes, el filtro es usado
correctamente. Si el elemento está limpio en la parte interior, un elemento con un
tamaño de micrón diferencial puede ser necesitado. Es también, una buena
práctica el raspar ocasionalmente algo de borra de un elemento sucio y que sea
analizado. Esto ayudara a establecer el tipo de contaminante presente. Un record
del número de elementos cambiados establecerá el tipo de contaminante
presente.
63
Bomba circulante
Esta pieza del equipo es usada para mover el glicol a través del sistema,
puede ser energizado por electricidad, gas, vapor o glicol y gas, dependiendo
sobre las condiciones de operación y la localización de la planta. He aquí algunas
notas para ayuda de mantenimiento:
Arranques cuidadosos de una nueva bomba puede salvar muchas
preocupaciones y paros. Los paquetes prensa-estopas de la bomba generalmente
usados, es lubricado solamente por el glicol mismo. El paquete se seca cuando la
bomba es nueva. Como absorbe glicol, el paquete tiende a expandir. Si ha sido
apretado muy duro también el paquete estallará al émbolo o el paquete quemará.
La bomba maneja un fluido que es frecuentemente sucio y corrosivo. Esto
puede en primer lugar corroer el cilindro, erosionar sello, dañar impelente, copa de
la bomba o anillo de desgaste y atacar o taponar válvulas. Estas partes deben ser
chequeadas y mantener con condiciones apropiadas para tener la bomba al
máximo de eficiencia.
Unas de las causas más comunes en la pérdida de glicol ocurren en el
empaque presa-estopa de la bomba. Si la bomba gotea sobre uno o dos cuartos
de galón de glicol por día, el empaque probablemente necesita reemplazo.
Ordinariamente un ajuste no recobrara el sello. El empaque debe ser instalado con
apriete a mano y luego regresado una vuelta completa. Si el empaque queda muy
ajustado, el pistón puede entallar y requerir reemplazo.
Generalmente, una circulación de glicol con una rata 2-3 galones por libras
de agua al ser removido es suficiente para proveer una adecuada deshidratación.
Una rata excesiva puede sobrecargar el rehervidor y reduce la eficiencia de
deshidratación. La rata debe ser chequeada regularmente por la regulación del
tiempo de la bomba para asegurarse que este girando al a velocidad correcta.
64
Un propio mantenimiento a la bomba reducirá el costo de operación. Cuando
la bomba no está funcionando, la planta completa debe ser parada porque el gas
no puede ser tratado efectivamente sin un buen continuo flujo de glicol en el
sistema. De allí que, pequeñas partes reemplazadas; deben estar inmediatamente
disponibles para prever largos paros.
Tanque instantáneo o separador Gas-Glicol
Esta es una pieza opcional del equipo usado para recoger los hidrocarburos
gaseosos del glicol rico. Cualquier cas en exceso es usualmente descargado a
través de una válvula sobre-presión. El tanque Flash mantendrá los hidrocarburos
volátiles fuera del rehervidor. El separador usualmente trabaja mejor en un rango
de temperatura de 110 grados Fahrenheit a 130 grados Fahrenheit. Un separador
bifásico, al menos con 5 minutos de tiempo de retención, puede ser usado para
eliminar gas.
Si hidrocarburos líquidos están presentes en el glicol rico; un separador
trifásico debe ser usado para eliminar este líquido antes que pasen al destilador y
rehervirdor. Un tiempo de retención de 20 a 45 minutos. Dependiendo del tipo de
hidrocarburos y la cantidad de espuma, debe ser provisto en este envase.
Intercambiador de calor
La función básica de los intercambiadores de calor es la transferencia de
energía térmica entre dos o más fluidos a diferente temperatura. El calor fluye,
como resultado del gradiente de temperatura, desde el fluido caliente hacia el
frío a través de una pared de separación, la cual se le denomina superficie o
área de transferencia de calor. Es decir. no existe fuente de energía térmica en
un intercambiador de calor. Por otro lado. si los fluidos son inmiscibles, el área
física de transferencia de calor puede ser eliminada, la interfase formada
entre los fluidos puede servir como área de transferencia de calor. (PDVSA
MDP-05-E-01, 2000:8)
65
Deshidratación de gas natural por adsorcion
La adsorción describe un proceso mediante el cual el agua en fase de vapor en el
gas, es retenida en la superficie de un sólido por fuerzas superficiales. Los
adsorbentes deben su actividad a la superficie de adsorción y condensación
capilar (adsorción física).
2.2.13. Tipos de absorbentes
ALUMINA
Existen diferentes tipos de alúmina activada pero la mayoría presenta las
siguientes características:
• Se puede usar con gas natural de cualquier composición
• Mediante su uso se obtienen puntos de rocío por debajo de –100ºF
• Tiende a requerir mayor calor de regeneración que los demás desecantes
• Tiende a adsorber hidrocarburos pesados que dificultan su regeneración, ya
que son difíciles de remover.
• Su capacidad de diseño usual es de 4 - 7 libras de agua /100 libras
desecantes SILICA GEL
La Silica Gel son los desecantes sólidos usados con mas frecuencia y
sus características notable son:
• Se usan con gas natural de cualquier composición.
• Mediante su uso se llega a tener contenidos de agua menores de 10 Lbs de
agua/ MMpcn
• Son de fácil regeneración
66
• Adsorbe hidrocarburos pero los desadsorbe fácilmente en la regeneración.
• Son materiales ácidos y reaccionan con caústicos y aminas
• El agua liquida los hace fracturar
• Su capacidad de diseño usual es de 7- 9 libras de agua /100 libras de
desecantes
MALLAS MOLECULARES
Las Mallas Moleculares son estructuras cristalinas alcali-metal aluminio- silicatos,
cuyos cristales son producidos sintéticamente bajo condiciones cuidadosamente
controladas para obtener un producto puro y de propiedades uniformemente
precisas.
Sus características son:
• Se puede usar con corrientes de gas que contenga agua, azufre y
compuestos sulfurados
• Se usan cuando se requieren puntos de rocío de – 40ºF o mas bajos
• Su rango de vida es de 3 a 7 años
• Son usados en plantas criogénicas y de LNG
• Son los mas costosos de los desecantes expuestos
• Su capacidad de diseño usual es de 9 – 12 libras de agua / 100 libras de
desecantes.
67
Figura 14: Deshidratación con tamiz molecular
Fuente: GPSA
Descripción del proceso
El gas entra a una capa seca de desecante a altas presiones por el tope de la
columna y allí todos los componentes adsorbibles son adsorbidos a tasas
diferentes y después de un corto periodo de tiempo aparecen una serie de zonas
de adsorción, las cuales representan la longitud de la torre relacionada con la
adsorción de cada componente, siendo la zona de agua la ultima en formarse.
Llega un momento en que la superficie de los granos se satura de agua y como
la capacidad del desecante es fija, se hace necesario enviar el gas a otra torre y
comenzar a regenerar lo que está saturada, estableciéndose así un ciclo, cuyo
periodo vendrá dado por el tiempo que tarda el adsorbente en saturarse. Los
ciclos generalmente son de 8 horas, aunque pueden llegar a ser de 12, 16 y 24
horas. Para la regeneración, una parte del gas seco que sale es calentado con el
propósito de que acepta mas agua, sale por arriba de la torre que se esta
regenerando, luego se enfría y se pasa a un separador para eliminar el agua
saliendo por el tope del separador y comprimido para volver al separador de
entrada y de este a la torre de adsorción.
68
Características operacionales
1. La temperatura del gas preferiblemente debe estar por debajo de 120 F. El gas
debe estar por encima de la temperatura de hidrato; la presión no ofrece
limitaciones.
2. El material adsorbente debe tener una vida útil de 3 años
3. El gas seco puede salir con puntos de rocío entre – 100 y - 150 F
4. Los ciclos de operación mas comunes son de 8 horas, sin embargo se han
utilizado ciclos de 12, 16 y 24 horas.
5. Regeneración: se usa entre 5 y 10% de la carga para regenerar. La temperatura
final del lecho estará entre 350 y 450 F. El gas de regeracion estará por lo menos
a 50 F por encima de la temperatura final del lecho. En lo posible se generara con
gas seco y en contra-corriente.
6. Separador de entrada: debe estar sobre diseñado para manejar picos de
producción de gas y separar líquidos y sólidos. Si el gas proviene de una planta se
recomienda un filtro coalescente en la entrada.
7. Torres adsorbedoras:
Debe llevar:
• Soportes de lecho adsorbente
• Distribuidor de gas
• Facilidades de llenado
• Aislamiento térmico
• En caso de operar con cambios de presión, estos no deben ser mayores
a 50 psi / minuto.
69
8. Calentadores: cualquier tipo de calentador es aceptable.
• Baño de sal
• Fuego directo
• Aceite caliente
• Gases de escape
Plantas pequeñas utilizan baños de sal o fuego indirecto, por seguridad
9. Enfriador: se pueden enfriar con agua o aire
10. Separadores de regeneración: Deben tener capacidad para manejar picos.
Debe tenerse cuidado ya que sólidos y/o hidrocarburos pueden tapar los drenajes.
11. Válvulas: para evitar fugas usar válvulas con asientos de metal.
12. Tuberías: las líneas relacionadas con la regeneración están sujetas a ciclos
térmicos severos, por lo tanto deben llevar lazos de expansión y anclaje. Las
líneas calientes deben aislarse por seguridad y conservación de calor.
13. Variables de control:
• En el gas de entrada: temperatura y presión
• Contenido de agua en el gas tratado
• Gas de regeneración: flujo, temperatura y presión.
• Temperatura del gas de salida de la torre en regeneración
14. Selección del material adsorbente: considerar
• Características del gas de proceso: composición, presión y temperatura
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• Regeneración del gas seco
• Regeneración para el recobro de hidrocarburo, costos
Refrigeración
• Enfriamiento con refrigerantes tales como propano
• Expansión del gas para alcanzar el enfriamiento mediante el efecto Joule-
Thompson.
La refrigeración por expansión y la refrigeración por expansión con inhibidores de
hidratos son usadas para deshidratación de la corriente de gas en conjunto con la
recuperación de hidrocarburos. Estos procesos son basados en el principio de que
el gas bajo presión puede experimentar una elevada caída de temperatura durante
una brusca reducción de la presión. Este fenómeno es conocido como el efecto de
Joule-Thompson. La caída de presión obtenida y la cantidad de hidrocarburo
líquido en la fase gas podría determinar la cantidad de enfriamiento que debería
de alcanzarse. Un enfriamiento adicional puede obtenerse por la expansión del
gas a través de una turbina. Algunas unidades son operadas con serpentines de
intercambiadores de calor en el fondo del separador tal que la formación de
hidratos puede ser prevenida. Esta técnica es claramente exitosa en corrientes de
gas con altas proporciones de recuperación de hidrocarburos de forma que
temperaturas extremadamente bajas no son necesarias en la sección del
separador.
Equipos típicos que conforman un sistema de deshidratación con tamiz molecular
Adsorbedor, Separador, Enfriador, Separador, Compresor y Rehervidor
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Criterios para la selección de procesos
El curso de gasotecnia de la UDO (2006), indica que la selección del
proceso más conveniente para la deshidratación del gas depende
fundamentalmente de los siguientes factores:
• Nivel requerido de remoción de agua
• Características del gas
• Facilidades existentes/conexas
• Consideraciones ambientales
• Planes futuros de desarrollo
• Costos
• Nivel requerido para la remoción de agua
Este el factor más determinante para seleccionar el proceso de
deshidratación, ya que establece la capacidad de agua requerida del proceso.
Como se indicó anteriormente el nivel de remoción de agua es función directa del
destino o uso posterior del gas, en la figura 7, se muestra la aplicabilidad del tipo
de proceso en función del uso.
Figura 15 : Aplicaciones de procesos en función del uso del gas.
Fuente: Curso de gasotecnia de la UDO (2006).
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• Características del gas
Generalmente el gas proveniente de los campos de producción entra a la
planta de deshidratación bajo condiciones de saturación de agua a una presión y
temperatura determinada. Sin embargo, es posible que este gas haya sido
deshidratado parcialmente en el campo, por lo tanto es necesario conocer el
contenido de agua promedio del gas que será deshidratado.
Es de vital importancia conocer con precisión las características del gas,
principalmente en relación a los contaminantes que pudiesen estar presentes,
tales como: H2S, parafinas, asfaltenos, otros.
Los contaminantes señalados pueden influir en el esquema de tratamiento
que al final sea seleccionado.
• Facilidades existentes/conexas
En la selección de procesos de deshidratación de gas, es necesario
considerar las instalaciones y servicios que se dispondrán en el área aledaña a la
planta de deshidratación.
Si la planta a construirse conformará la etapa inicial de tratamiento de un
gas que posteriormente será sometido a un proceso de extracción profunda de
líquidos, es conveniente comparar la opción de deshidratación
enfriamiento/tamices moleculares. En el caso de que se trate de una
deshidratación, a nivel de campo, de un gas muy por debajo de su nivel de
saturación, podrían aplicarse glicoles o tamices moleculares.
Sin embargo, para aplicar este último, es necesario considerar que el gas
utilizado para el proceso de regeneración de los lechos deberá ser recomprimido
parcialmente para su reinyección a la corriente de gas de entrada.
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• Consideraciones ambientales
Además de los aspectos señalados con respecto a la toxicidad de los
glicoles, establecidos en el Clean Air Act 1990, es importante considerar el efecto
del contenido de H2S en el gas, ya que el mismo ocasiona altas concentraciones
de ese compuesto en el gas proveniente del tanque flash y de la torre rehervidora
de glicol en un sistema de TEG, pudiendo producir niveles de H2S a nivel del
medio ambiente por encima del establecido en la ley de protección del medio
ambiente.
En el proceso de tamices moleculares el H2S también puede afectar la
calidad del gas proveniente de la regeneración de los tamices. Estos aspectos
serán discutidos con mayor detalle más adelante.
• Planes futuros de desarrollo
En algunas situaciones el ingeniero de proceso se encuentra con que debe
diseñar facilidades de .deshidratación de gas que serán instaladas en campo cuyo
desarrollo está en la etapa inicial. En estos casos es de suma importancia
disponer de información sobre el plan más probable de desarrollo de campo en el
mediano plazo (cinco años) a fin de conocer los volúmenes de gas que estarán
produciéndose a final de cada año del plan y de esta manera seleccionar el
proceso que se adapte mejor a los requerimientos actuales y futuros.
• Costos
Resulta obvio mencionar que el costo de las facilidades de deshidratación es
un factor decisivo a la hora de seleccionar un proceso o esquema de proceso para
deshidratar el gas. Además de los costos relacionados con la inversión de la
planta, deberá prestarse mucha atención a los costos asociados de operación y
mantenimiento, dentro de los cuales se encuentran: labor, consumo de productos,
energía requerida, etc.
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Al cuantificar y/o analizar cada uno de los factores señalados anteriormente,
el ingeniero responsable por la selección final deberá preparar una matriz de
selección en la cual se muestren todos los factores descritos y se les asigne una
importancia relativa y de esta manera permitir la selección óptima.
Simulación de procesos:
Urdaneta y Pernía (2005), define la simulación de proceso como una técnica
que permite predecir en forma rápida y confiable el comportamiento de un proceso
o planta de gas, a partir de una representación matemática y realista del mismo.
En general los simuladores de procesos son programas de computarizado, de tal
manera que crean un modelo cuantitativo de las ecuaciones características de un
proceso químico.
Estos programas se basan en los principios de balances de masa y energía,
las relaciones de equilibro y correlaciones, como las de reacciones y transferencia
de calor, entre otras. Los simuladores generalmente se utilizan como herramienta
para facilitar el trabajo a la hora de predecir condiciones de operación; flujos
composiciones y propiedades de la corrientes de proceso de operación; flujos,
composición y propiedades de corriente de proceso, así como también en el caso
del diseño, para el dimensionamiento de equipos.
Las ventajas ofrecidas por los paquetes de simulación son numerosas. Pero
entre ellas se destacan la posibilidad de probar varias configuraciones de plantas
en el caso de un diseño; en plantas existentes permiten mejorar el proceso actual
prediciendo resultados de modificaciones planteadas, determinar condiciones
optimas de operación dentro de las restricciones del proceso; en general con toda
la optimización del proceso.
Aunque la simulación tienen versatilidad flexible, es experimental por
naturaleza, en el sentido de uso en el procesamiento de una ¨corrida¨ de
simulación puede considerarse como una observación o una muestra en un
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experimento estadístico. Esto naturalmente da lugar a los problemas de diseñar el
experimento (simulación), recolectar observaciones en una forma compatible con
los análisis estadísticos apropiados e implantar las pruebas adecuadas para
examinar la significancia de los resultados de simulación.
En otras condiciones, el diseño de un experimento estadístico puede ser
complicado, pero en la simulación el trabajo se complica por varios factores
inherentes a los modelos de simulación. Existen tres tipos generales de
simulación.
El modelo analógico remplaza el modelo original (físico) por un análogo de
manipulación más sencilla. Un ejemplo típico es la representación de un sistema
mecánico con un sistema eléctrico equivalente, donde el último es más simple de
modificar.
A diferencia del modelo analógico, las simulaciones tanto continuas como
directas son, básicamente, modelos matemáticos. Los modelos continuos
representan el sistema capaz de experimentar cambios uniformes en sus
características en el tiempo. El objetivo del modelo es graficar las variaciones
simultaneas (continuas) de las diferentes características con el tiempo.
En los modelos directo, se simula un sistema observándolo únicamente en
puntos seleccionados en el tiempo. En estos puntos coinciden con la ocurrencia
de ciertos eventos cruciales para efectuar cambios en el funcionamiento del
sistema. Este es el tipo más común de simulación. (Taha, H., 1985:91).
Definición de términos básicos:
Boquilla: Agujero para la entrada y salida de un fluido del recipiente,
normalmente provisto de bridas para la conexión a las tuberías (M. Martínez).
Condensado: Hidrocarburo líquidos que se condensa con el gas natural
como consecuencia de la presión y la temperatura. (Campbell 2003).
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Deshidratación: Proceso en el cual se emplea un proceso químico para
eliminar el agua presente en el gas. (Martínez, 2006)
Gas natural: mezcla de hidrocarburos que se encuentra en la naturaleza
en estado gaseoso, por si sola o asociada con el petróleo, y que permanece
así a condiciones normales de temperatura y presión. (Campbell, 2003)
Glicol: deshidratante del gas natural obtenido por la conversión del gas en
alcohol y, posteriormente, en glicol. (M. Martínez).
Hidratos: Son aquellos que se forman mediante una reducción de
temperatura; aproximadamente -40°F; dando origen a que el vapor de agua
contenido en el gas, conlleve a la formación de bloques sólidos causando un
taponamiento en las líneas (Campbell 2003).
Naturaleza en estado gaseoso, por si sola o asociada con el petróleo y, que
permanece así a condiciones normales de temperatura y presión (Campbell 2003).
Punto de roció: Condición de presión y temperatura a la cual se forma la
primera gota de líquido o el producto se gasifica totalmente. (M. Martínez 2008).
Simulación: Conjunto de procedimientos algorítmicos escritos en lenguaje de
computación que permiten emular y/o predecir el comportamiento, relaciones,
proceso de variables de una determinada actividad (Ojeda 2006).
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CAPITULO III
METODOLOGIA
3.1. Tipo de investigación.
Descriptiva.
“Las investigaciones descriptivas son todas aquellas que se orientan a
recolectar informaciones relacionadas con el estado real de las personas, objetos,
situaciones o fenómenos, tal cual como se presentaron en el momento de su
recolección”. (Chávez, 2001). “Miden, evalúan o recolectan datos sobre diversos
aspectos, dimensiones o componentes del fenómeno a investigar”. (Hernández,
Fernández y Baptista; 2003)
Las investigaciones descriptivas no se ocupan de la verificación de hipótesis,
sino de la descripción de hechos a partir de un criterio o modelo teórico definido
previamente. (Sabino, 2006). La investigación es del tipo descriptiva porque define
los elementos, características y parámetros del proceso de inhibición de hidratos
de la Planta Compresora Tía Juana II, con el propósito de optimizar dicho proceso.
Campo.
Los estudios de campo, “permiten establecer una interacción entre los objetivos
y la realidad de la situación de campo; observar y recolectar los datos
directamente de la realidad, en su situación natural; profundizar en la comprensión
de los hallazgos encontrados con la aplicación de los instrumentos; y
proporcionarle al investigador una lectura de la realidad objeto de estudio más rica
en cuanto al conocimiento de la misma”. (Balestrini, 2006);
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La investigación se realizó en función de datos obtenidos directamente del
proceso que se lleva a cabo en la Planta Compresora Tía Juana II
3.2. Fuentes y técnicas de recolección de datos.
3.2.1. Fuentes primarias.
Los datos fueron obtenidos directamente del proceso que se lleva a cabo en la
Planta en estudio. Se utilizó también la entrevista del tipo no estructurada con
personas que participan en los procesos analizados (Ing. De Procesos), para
indagar acerca del procedimiento y los parámetros involucrados.
• Descripción de proceso de la Planta Compresora Tía Juana II
• Descripción de procesos del TEG
• Descripción de procesos de la Malla Molecular
3.2.2. Fuentes secundarias.
Se recopiló información de los diagramas de flujo de proceso, planos de
distribución de equipos, informes y manuales técnicos, de los diferentes sistemas
de deshidratación y de la Planta Compresora Tía Juana II y otras Plantas.
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CONCLUSIONES
• En el mercado existen alternativas para la deshidratación de un gas natural, y
estas pueden superar la eficiencia de los sistemas tanto convencionales, como
no convencionales
• La tecnología que se plantea, Deshidratación con Tamiz Molecular, en cuanto
a la vida útil del material a ser utilizado puede alcanzar una vida útil aprox. de 5
años.
• De acuerdo a los resultados obtenidos el proceso de deshidratación con
Tamices Moleculares se remueve aprox. un 95%. Del vapor de agua.
• El balance económico de esta tecnología vs. la existente es favorable a la
planteada, ya que en cuanto a costo es más económico con un monto de
529.052,3 BsF Vs. 8.795.000 BsF.
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RECOMENDACIONES
• La propuesta del sistema recomendado como la mejor opción técnico-
económica para manejar la deshidratación del gas en la planta, consiste una
nueva instalación en el área de la planta actual, bajo el mismo esquema actual,
la cual es llamada deshidratación con tamiz molecular, que básicamente las
características relevante es la deshidratación del gas para evitar la formación
de hidratos.
• Hacer una visualización hacia el futuro de la utilización del sistema de Tamiz
Molecular para deshidratación del gas, donde no se ha implantado y así
comparar resultados.
• Proponer y tomar acciones sobre este sistema, que pueda ser aplicado a
plantas para poder disminuir la precensia de agua en el gas.
• Realizar una investigación a nivel mundial, sobre el comportamiento del
sistema propuesto (Tamiz Molecular), y comparar con otros sistemas.
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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
Marcías Martínez. Deshidratación del Gas Natural.
Gas Conditioning And Processing Vol. 2 The Equipment Modules. J.M. Campbell. (1992) Gas Conditioning and Processing. Volumen I y II.
GPSA Engineering Data Book edition 2004
Tamayo y Tamayo, Mario. (1999) El proceso de la investigación científica.
Tercera Edición. Editorial Limusa. México.
Chávez A Nilda. (1994) Introducción A la investigación Educativa. Era Edición
Maracaibo. Edo. Zulia, Venezuela.
