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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN
DE UNA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASES DE QUEMA
Y/O VENTEO
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por la Br. Carruido S., Marife D.
Para optar al Título
de Ingeniera Química
Caracas, 2013
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN
DE UNA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASES DE QUEMA
Y/O VENTEO
TUTOR ACADÉMICO: Prof. Francisco Yánez
TUTOR ACADÉMICO: Prof. Edgar Chacón
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por la Br. Carruido S., Marife D.
Para optar al Título
de Ingeniera Química
Caracas, 2013
iii
Caracas, Junio, 2013
Los abajo firmantes, miembros del Jurado designado por el Consejo de Escuela de
Ingeniería Química, para evaluar el Trabajo Especial de Grado presentado por la
Bachiller Marife del Valle Carruido Suárez, titulado:
“Determinación de los parámetros de operación de una planta de
tratamiento de gases de quema y/o venteo”
Consideran que el mismo cumple con los requisitos exigidos por el plan de estudios
conducente al Título de Ingeniera Química y sin que ello signifique que se hacen
solidarios con las ideas expuestas por los autores, lo declaran APROBADO.
iv
DEDICATORIA
A Mary Carmen Suárez Morantes, mi madre, por ser la mamá más extraordinaria del
planeta Tierra, por ser mi fuente de energía, mi alegría más sublime, gracias a ti soy
lo que soy hoy en día, gracias por tus constantes consejos y por tu eterna
perseverancia en hacerme una profesional.
v
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por enseñarme el camino correcto y por permitirme vivir esta
experiencia tan extraordinaria que es la vida.
A la Ilustre Universidad Central de Venezuela (UCV), Casa que Vence las
Sombras, por ser mi tercer hogar y brindarme la mejor educación de Venezuela.
A la Escuela de Ingeniería Química de la Universidad Central de Venezuela,
en especial a todos los profesores y personal administrativo, por ser los pilares
principales en mi formación como Ingeniera Química.
A los Profesores Edgar Chacón y Francisco Yánez por darme toda la asesoría
necesaria para desarrollar este trabajo. Prof. Edgar, gracias por enseñarme que las
cosas deben hacerse con pasión, gracias por enseñarme a utilizar HYSYS, gracias por
su tiempo.
A mi madre, Mary Carmen Suárez Morantes, gracias por toda la confianza
que depositaste en mí para alcanzar este gran paso, gracias por toda la educación que
me has brindado a lo largo de mi vida.
A mis familiares, tías Maribel Suárez y Maryangeles Suárez y tío Alexis Pérez
por ser fuente de apoyo incondicional cuando más los necesite. A mi hermana Isabel
Carruido por ser uno de mis ejemplos a seguir en la vida. A mi sobrina Valeria
Isabella, por ser mi fuente de inspiración y de felicidad. A mi padre, Gustavo
Contreras por todo tu apoyo y consejos a lo largo de mi carrera y de mi vida.
A mi amiga Sabrina Álvarez, gracias por ayudarme y apoyarme a lo largo de
toda mi carrera, gracias por toda la ayuda que me brindaste para lograr este Trabajo
Especial de Grado, muchas gracias por ser mi amiga.
A mis amigas y amigos, Josmary Ramos, Katherin Falancia, Angelo De
Ávila, Elioenay Bravo, gracias por ayudarme cuando más los necesité, gracias por su
amistad.
vi
Carruido S., Marife D.
DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN
DE UNA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASES DE QUEMA
Y/O VENTEO
Tutor Académico: Prof. Francisco Yánez. Tutor Académico: Prof. Edgar
Chacón. Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería
Química. 2013, n° pág. 93.
Palabras Clave: Gas Natural, Contaminación, Quema, Venteo, Simulador Aspen
HYSYS®, Endulzamiento.
Resumen: El gas natural es el combustible fósil menos dañino al ambiente y además
posee un alto poder energético, convirtiéndose así, como la alternativa energética del
siglo XXI. Venezuela cuenta con una elevada cantidad de reservas probadas de gas
natural, ubicándose en el primer lugar de Latinoamérica en reservas probadas de gas
natural y en el octavo lugar a nivel mundial. Se estima que en Venezuela un 10% de la
producción anual de gas natural se quema y/o ventea por no contar con la infraestructura
y/o tecnología necesaria para su almacenamiento y procesamiento, esto representa una
pérdida significativa de un recurso natural no renovable que perjudica al medio ambiente
a través de gases de efecto invernadero y otras emisiones.
En este trabajo se plantea la búsqueda, estudio y selección de tecnologías para la
compresión y endulzamiento de estos gases que se están quemando y/o venteando en los
Distritos del Lago Norte y Lago Sur de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo para su
aprovechamiento. La selección de tecnologías se realizó mediante la aplicación de una
matriz de selección donde la tecnología seleccionada fue la de Solventes Químicos.
Posteriormente se realizó el modelado y simulado del proceso de la tecnología
seleccionada mediante el uso del simulador Aspen HYSYS®. Se realizó un análisis de
sensibilidad en el que se estableció la variación del flujo de alimentación del gas agrio en
un 15% por exceso y por defecto. Por último se estimó la factibilidad económica del
proceso en estudio en función a la inversión inicial y las ganancias por los productos
obtenidos.
Es importante destacar que en este trabajo se realizó una modificación innovadora al
proceso de absorción con solventes químicos que consistió en un tren de columnas de
absorción con entradas de flujo de amina regenerada para cada uno de los mismos
logrando reducir el contenido de Dióxido de Carbono hasta el 2% molar. Se concluyó
que la estimación realizada resultó factible económicamente, con una ganancia neta
de 44.031.840 US$.
vii
ÍNDICE DE CONTENIDO
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………. 1
CAPÍTULO I: FUNDAMENTO DE LA INVESTIGACIÓN …………………………… 3
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………………………………….. 3
1.2 OBJETIVOS………………………………………………………………………... 5
1.2.1 Objetivo General………………………………………………………………. 5
1.2.2 Objetivos Específicos………………………………………………………...... 5
1.3 ANTECEDENTES………………………………………………………………….. 6
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO...…………………………………………………....... 12
MARCO TEÓRICO………………………………………………………………………... 12
2.1 GAS NATURAL…………………………………………………………………..... 12
2.2 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL………………………………………… 13
2.3 USOS DEL GAS NATURAL…………………………………………………….... 13
2.4 RESERVAS DE GAS NATURAL EN VENEZUELA……………………………. 14
2.5 CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL…………………………………... 15
2.6 PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL………………………………………. 16
2.7 QUEMA Y VENTEO DE GAS NATURAL………………………………………. 17
2.8 QUEMA Y VENTEO DE GAS NATURAL A NIVEL MUNDIAL Y
NACIONAL………………………………………………………………………………...
18
2.9 COMPRESORES…………………………………………………………………… 20
2.10 ENDULZAMIENTO…………………………………………………………….... 24
2.11 PROCESOS Y TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO…………………….. 24
2.11.1 Solventes………………………………………………………………........... 28
2.11.2 Solventes Químicos………………………………………………................... 28
2.11.2.1Monoetanolamina (MEA)……………………………………............... 30
2.11.2.2 Dietanilamina (DEA). ………………………………………………... 30
2.11.2.3 Metildietanolamina (MDEA)...………………………………….......... 31
2.11.3 Solventes físicos………………………………………………………………. 31
2.11.3.1 Selexol…………………………………………………………............ 32
viii
2.11.3.2 Rectisol……………………………………………………….............. 33
2.11.3.3 Purisol…………………………………………………………............ 34
2.11.3.4 Solvente de Flúor…………………………………………………....… 35
2.11.4 Soluciones Mixtas……...…………………………………………………….. 36
2.11.5 Soluciones Calientes de Carbonato de Potasio…………..…………………… 37
2.11.6 Adsorción……………………………………………………………………... 38
2.11.7 Membranas……………………...…………………………………………...... 40
2.8 SIMULADOR ASPEN HYSYS®………………………………………………...... 42
2.8.1 Operación Lógica Adjust………………………………………………………. 43
2.8.2 Operación Lógica Recycle …………………………………………………...... 43
CAPÍULO III: MARCO METODOLÓGICO……………………………….…………….. 45
3.1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA……………………………………………………. 45
3.2 ELABORACIÓN DE MATRIZ DE SELECCIÓN DE TECNOLOGÍAS……….. 46
3.2.1 Selección de criterios de evaluación…………………………………………... 46
3.2.2 Valoración cualitativa y cuantitativa de los criterios de evaluación…………... 48
3.2.3 Ponderación de criterios……………………………………………………….. 50
3.2.4 Matriz de selección de tecnologías……………………………………………. 50
3.3 SIMULACIÓN…………………………………………………………………….. 51
3.5 ESTIMACIÓN DE EQUIPOS Y ENERGÍA NECESARIA PARA EL
PROCESO…………………………………………………………………………………...
52
3.6. ESTUDIO DE ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD AL PROCESO…………………. 52
3.7 FACTIBILIDAD ECONÓMICA DE LA PLANTA………………...……………… 52
CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS……..…………….. 53
4.1 SELECCIÓN DE TECNOLOGÍAS……………………………………………….. 53
4.1.1 Sección de Endulzamiento del Gas Natural…………………………………… 53
4.1.2 Sección de Compresión del Gas Natural……………………………………..... 56
4.2 SIMULACIÓN DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL… 57
4.2.1 Bases de Diseño…………………………………...…………………………... 57
4.2.2 Resultados de la Sección de Compresión…………………………………........ 61
4.2.3 Resultados de la Sección de Endulzamiento…………………………………... 63
4.3 DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS…………………………………............... 63
ix
4.4 ENERGÍA REQUERIDA POR LOS EQUIPOS…………………………………… 65
4.5 PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE
GAS NATURAL…………………………………...…………………………………..........
66
4.6 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD…………………………………............................. 66
4.7 FACTIBILIDAD ECONÓMICA DE LA PLANTA…………………………….….. 72
CONCLUSIONES………………………………................................................................... 75
RECOMENDACIONES………………………………………………………………….… 76
BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………….… 77
APÉNDICES……………………………………………………………………………….. 82
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Distribución del gas natural por jurisdicción en el territorio nacional…...……….. 6
Tabla 2: Cromatografía característica Bloque T-7……………………………………….. 7
Tabla 3: Cromatografía característica Bloque S-7………………………………………... 8
Tabla 4: Aplicaciones del Gas Natural…………………………………………………… 13
Tabla 5: Reservas de Gas Natural en Venezuela………………………………………… 15
Tabla 6: Principales países que realizan quema y venteo de gas asociado a nivel
mundial……………………………………………………………………………………
18
Tabla 7: Distribución del gas natural según su utilidad en el territorio nacional………… 19
Tabla 8: Capacidades de Endulzamiento de Tecnologías……………………………….. 24
Tabla 9: Flujo de gas de venteo distribuido en los Distrito de la Costa Oriental del Lago
de Maracaibo………………………………………………………………………………
45
Tabla 10: Modelo de valorización cualitativa y cuantitativa de los criterios de
evaluación………………………………………………………………………………….
48
Tabla 11 : Escala numérica para la valoración de criterios……………………………….. 49
Tabla 12: Modelo de Matriz de Valoración de Criterios…………………………………. 49
Tabla 13: Modelo de Matriz de Selección de Tecnologías………………………………. 51
Tabla 14: Valoración cualitativa y cuantitativa del criterio “A” (Emanación de
contaminantes y/o productos residuales) para la evaluación del criterio y de la
tecnología………………………………………………………………………………….
53
Tabla 15: Matriz de Valoración de Criterios……………………………………………… 54
Tabla 16: Resultados obtenidos de la ponderación de criterios por fila. 55
Tabla 17: Resultados de la selección de tecnologías de Endulzamiento de gas natural…. 56
Tabla 18: Condiciones iniciales y finales del gas natural en la sección de compresión…. 61
Tabla 19: Resultados de las especificaciones de los compresores………………………. 61
Tabla 20: Resultados de las especificaciones de los interenfriadores…………………… 62
Tabla 21: Resultados de la Sección de Endulzamiento del gas natural…………………... 63
Tabla 22: Cantidad de Equipos de la Planta de Tratamiento de Gas Natural……………. 63
xi
Tabla 23: Dimensionamiento de los Separadores del Proceso……………………………. 64
Tabla 24: Dimensionamiento de las columnas absorbedoras y de la columna
regeneradora de la Sección de Endulzamiento…….………………………………………
65
Tabla 25: Energía requerida por Equipos de la Planta de Tratamiento de Gas Natural…... 65
Tabla 26: Parámetros de Operación de los procesos de compresión y endulzamiento…… 66
Tabla 27: Coeficiente UA de los Interenfriadores E-101, E-102, E-103 y E-104………... 67
Tabla 28: Porcentaje de Inundación en la Columna Absorbedora C-201………………… 68
Tabla 29: Porcentaje de Inundación en la Columna Absorbedora C-202………………… 69
Tabla 30: Porcentaje de Inundación en la Columna Absorbedora C-203………………… 69
Tabla 31: Porcentaje de Inundación en la Columna Regeneradora C-204……………….. 70
Tabla 32: Composición del en la corriente de Gas Dulce…………………………… 71
Tabla 33: Costo de adquisición e instalación de los compresores de la Sección de
Compresión………………………………………………………………………………
72
Tabla 34: Costo de las columnas incluyendo la instalación y auxiliares………………… 73
Tabla 35: Ganancia obtenida por el producto……………………………………………. 73
Tabla 36: Análisis de Factibilidad Económica…………………………………………… 74
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Principales Componentes de una Muestra de Gas natural……………………… 12
Figura 2: Manejo y Procesamiento de Gas……………………………………………….. 17
Figura 3: Principales Tipos de Compresores……………………………………………… 20
Figura 4: Características de Funcionamiento de los Diferentes Tipos de Compresores…. 21
Figura 5: Esquema General de los Procesos para Endulzamiento de Gas……………….. 25
Figura 6: Esquema del Proceso de Absorción para Endulzamiento de Gas……………… 25
Figura 7: Esquema del Proceso de Adsorción para Endulzamiento de Gas………………. 26
Figura 8: Esquema de otros Procesos de Endulzamiento de Gas. ………………….…… 26
Figura 9: Guía de pre-selección de Procesos para Endulzamiento de Gas……………… 27
Figura 10: Aplicaciones Típicas para las Tecnologías de Endulzamiento de Gas……….. 28
Figura 11: Proceso Básico de Selexol…………………………………………………... 33
Figura 12: Proceso Purisol……………………………………………………………….. 35
Figura 13: Proceso de Solvente de Flúor…………………………………………………. 36
Figura 14: Cargas del Solvente en Equilibrio…………………………………………… 37
Figura 15: Proceso Básico del Flujo Caliente de Carbonato de Potasio………………… 39
Figura 16: Zonas de Adsorción en el Lecho de un Tamiz Molecular…………………….. 40
Figura 17: Construcción de un Separador de Espiral Cortado……………………………. 42
Figura. 18: Diagrama de Flujo de la Sección de Compresión……………………………. 62
Figura. 19. Diagrama de Flujo de la Sección de Endulzamiento…………………………. 63
1
INTRODUCCIÓN
El presente Trabajo Especial de Grado tiene como objetivo general determinar
mediante un análisis técnico-económico de rentabilidad y producción, los parámetros
de operación de una planta de eliminación de contaminantes para gases de quema y/o
venteo en el occidente del país.
En el Capítulo I se encuentran los fundamentos de la investigación, el cual
está comprendido por el planteamiento del problema, los objetivos generales y los
objetivos específicos, así como los antecedentes previos a este Trabajo Especial de
Grado.
En el Capítulo II se detalla el Marco Teórico correspondiente a esta
investigación, el mismo comprende definiciones del gas natural, tecnologías de los
procesos de compresión y endulzamiento, así como una breve reseña del simulador
comercial Aspen HYSYS®.
El Capítulo III comprende el Marco Metodológico, en el cual se explica la
metodología utilizada para desarrollar y dar respuesta a los objetivos específicos
planteados. En el mismo se desarrolla la explicación para la determinación de la
matriz de selección de tecnologías.
En el Capítulo IV, se compilan los resultados obtenidos de la matriz de
selección de las diferentes tecnologías empleadas para el tratamiento del gas natural.
A su vez se recopilan los resultados obtenidos luego de simular el proceso en estado
estacionario con el simulador Aspen HYSYS®, tales como la cantidad de equipos y
de energía necesaria para el proceso, los parámetros de operación determinados, los
cuales fueron la temperatura y la presión de las corrientes de gas comprimido, gas
dulce y amina regenerada.
De igual forma en dicho capítulo se exponen los resultados obtenidos del
análisis de sensibilidad realizado, en el cual se varió el flujo de alimentación de gas
2
agrio en un 15% por exceso y por defecto, en donde se evaluaron los coeficientes
globales de transferencia de calor de los interenfriadores de la sección de compresión,
el porcentaje de inundación de las columnas absorbedoras y de la columna
regeneradora y por último la composición de Dióxido de Carbono en la corriente de
gas dulce el cual es el único contaminante presente en la corriente de gas agrio.
Finalmente se muestran los resultados obtenidos de la estimación del análisis de
inversión en los cuales se calcularon los costos de los compresores con correlaciones
y los costos de las columnas con una gráfica de estimación de costos para luego
realizar un escalamiento de los mismos utilizando los respectivos índices de costos,
por último se calculó la ganancia por la venta del producto final el cual es el gas
natural dulce.
Las conclusiones obtenidas en el presente trabajo se encuentran luego del
capítulo anteriormente mencionado, en el cual los ingresos por la venta del producto
son mayores a los costos de adquisición e instalación de los equipos. Seguidamente se
listan las recomendaciones tales como: realizar la simulación en estado dinámico para
así evaluar con más detalle el comportamiento del proceso y realizar un estudio
económico más exhaustivo en el cual se calcule la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el
Valor Presente Neto (VPN) para evaluar la rentabilidad del proceso.
3
CAPÍTULO I
FUNDAMENTO DE LA INVESTIGACIÓN
A continuación se presenta el fundamento de la investigación del presente
Trabajo Especial de Grado, el cual consta del planteamiento del problema, el objetivo
general y los objetivos específicos.
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El gas natural es el combustible menos dañino al ambiente, por lo cual es
denominado combustible verde y considerado como la alternativa energética del siglo
XXI, de allí su creciente utilización a escala mundial para satisfacer los
requerimientos energéticos. (PDVSA, 2005)
La República Bolivariana de Venezuela cuenta con reservas probadas de gas
natural que ascienden a 33.637 millones de barriles de petróleo equivalente
(MMBpe). Las reservas de gas por cuenca, se distribuyen de la siguiente manera:
5.866 MMBpe Maracaibo-Falcón, 64 MMBpe Barinas-Apure, 25.164 MMBpe
Oriental y 2.543 MMBpe Carúpano. (Informe de Gestión Anual 2010, 2010) Al
cierre del 2011, Venezuela ocupó el octavo lugar a nivel mundial en reservas
probadas de gas natural, y a su vez ocupó el primer lugar de reservas probadas de gas
natural en América Latina. (British Petroleum, 2012)
Los sistemas de quema y venteo son ampliamente utilizados en la industria de
petróleo y gas natural para eliminar los volúmenes de desechos de los gases de
hidrocarburos y vapores. En las instalaciones de gas natural, la quema continua o
ventilación puede ser asociada con la eliminación de los flujos de residuos (por
ejemplo, gases ácidos desde el proceso de endulzamiento de gas y columnas de los
deshidratadores de glicol) y gaseosos por flujos de producto que son antieconómicos
para conservar. Actualmente a nivel mundial la quema y venteo de gas asociado, es
4
estimado por la Asociación The Global Gas Flaring Reduction partnership (GGFR) a
170 mil millones de metros cúbicos por año. Esta es una pérdida significativa de una
valiosa fuente de energía no renovable que perjudica el medio ambiente a través de
gases de efecto invernadero y otras emisiones. (GGFR y World Bank, 2008)
Por tal motivo, se plantea el estudio y selección de tecnologías para el
aprovechamiento de estos gases que se están quemando y /o venteando en la industria
petrolera y del gas, y a su vez para contribuir con la disminución de emisiones de
gases de efecto invernadero, por tal motivo, se realizará en este Trabajo Especial de
Grado el análisis técnico - económico de rentabilidad y producción para determinar
los parámetros de operación de una planta de eliminación de contaminantes para
gases de quema y/o venteo en el occidente del país, se realizará una matriz de
selección de tecnologías y posteriormente se realizará una simulación haciendo uso
del Simulador Aspen HYSYS ® para realizar la evaluación de las mismas, así como
para realizar los análisis de sensibilidad al proceso.
5
1.2. OBJETIVOS
A continuación se presenta el objetivo general y los objetivos específicos de la
investigación.
1.2.1. Objetivo General
Determinar mediante un análisis técnico-económico de rentabilidad y
producción, los parámetros de operación de una planta de eliminación de
contaminantes para gases de quema y/o venteo en el occidente del país.
1.2.2. Objetivo Específico
Crear una matriz de selección de las diferentes tecnologías empleadas para el
tratamiento del gas natural y seleccionar la más adecuada para su simulación.
Determinar mediante el uso del simulador, la cantidad de equipos y de energía
necesaria para el tratamiento del gas natural, empleando la caracterización del gas
que se quema y/o ventea en el occidente del país.
Determinar los parámetros de operación del proceso previamente seleccionado
empleando la caracterización del gas que se quema y/o ventea en el occidente del
país.
Realizar estudios de sensibilidad al proceso, aplicando variaciones a la
caracterización de la fuente de gas natural a emplear en la simulación.
Estimar la factibilidad económica de la planta de tratamiento de gas natural en
función a la inversión inicial y las ganancias por los productos obtenidos.
6
1.3 ANTECEDENTES
Azuaje, Nastenka (2010), realizó su Trabajo Especial de Grado de Maestría
el cual tituló: “Valorización del gas de baja presión como recurso energético en la
costa oriental del lago de Maracaibo-Venezuela”. En el mismo, expone el déficit
energético a nivel doméstico e industrial en la región Occidental de Venezuela y los
requerimientos energéticos del Complejo Petroquímico Ana María Campos. Expone
que parte de la producción de gas proveniente de la explotación de petróleo es
venteada y/o quemada por no contar con las plantas adecuadas que permitan su
recolección, por lo cual, Azuaje planteó la búsqueda de tecnologías que permitiesen
el aprovechamiento de los gases de quema y venteo preservando el medio ambiente, y
reduciendo las emisiones de gases de efecto invernadero. A su vez, Azuaje presentó
balances de gas emitidos por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo, el cual estimó que para el año 2006, Venezuela tuvo una producción de gas
aproximada de 7.109 MMPCD. En la Tabla 1, se muestra la distribución del gas
natural por jurisdicción en el territorio nacional.
Tabla 1. Distribución del gas natural por jurisdicción en el territorio nacional.
(Azuaje, 2010)
Azuaje caracterizó física y químicamente el gas de baja presión de los pozos
de los bloques S-7 y T-7 de la segregación Lagunillas Sur 1 y Sur 2, las
cromatografías características son las siguientes:
Jurisdicción Producción (MMPCD)
Maturín 3.861
Barcelona 2.087
Maracaibo 1.128
Barinas 26
Falcón 7
Totales 7.109
7
Tabla 2. Cromatografía característica Bloque T-7. (Azuaje, 2010)
Componente % Molar %Peso
H2 Hidrógeno 0,00 0,00
H2S Ácido Sulfúrico 0,00 0,00
CO2 Dióxido de Carbono 12,19 25,25
N2 Nitrógeno 0,74 0,97
C1 Metano 81,74 61,72
C2 Etano 1,78 2,52
C3 Propano 1,68 3,48
iC4 i-Butano 0,48 1,32
nC4 n- Butano 0,65 1,76
iC5 i- Pentano 0,24 0,81
nC5 n-Pentano 0,10 0,35
C6 Hexano 0,12 0,46
C7 Heptano 0,13 0,54
C8 Octano 0,08 0,42
C9 Nonano 0,05 0,24
C10 Decano 0,02 0,16
C11+
Undecano+ 0,00 0,00
Totales: 100,00 100,00
Nota: 0,00 significa menos de 0,005
8
Tabla 3. Cromatografía característica Bloque S-7. (Azuaje, 2010)
Componente % Molar %Peso
H2 Hidrógeno 0,00 0,00
H2S Ácido Sulfúrico 0,00 0,00
CO2 Dióxido de Carbono 12,50 21,94
N2 Nitrógeno 0,70 0,79
C1 Metano 72,49 46,39
C2 Etano 4,13 4,95
C3 Propano 3,55 6,25
iC4 i-Butano 1,07 2,47
nC4 n- Butano 1,85 4,31
iC5 i- Pentano 0,84 2,42
nC5 n-Pentano 0,63 1,81
C6 Hexano 0,74 2,52
C7 Heptano 0,83 3,14
C8 Octano 0,44 1,84
C9 Nonano 0,17 0,82
C10 Decano 0,05 0,29
C11+
Undecano+ 0,01 0,06
Totales: 100,00 100,00
Nota: 0,00 significa menos de 0,005
Gragirena, Kharlys (2011), realizó la “Simulación de una planta de
generación eléctrica utilizando gas de baja presión del Distrito Norte en el estado
Monagas como combustible en un ciclo de potencia”, como su Trabajo Especial de
Grado. Gragirena presentó una gráfica, en donde se muestra la tendencia de la
distribución de gas natural en Venezuela desde 1997 hasta 2006, dicha tendencia
presenta un aumento en la reinyección del gas, debido a la disminución de la presión
en los pozos de extracción; a su vez, el uso del gas natural como combustible a lo
largo de los años ha ido disminuyendo.
Por lo que plantea, el aprovechamiento del gas natural como combustible,
para disminuir las cantidades de gas natural que son venteadas y reducir el déficit
energético presente en Venezuela.
9
Gragirena realizó un análisis de sensibilidad para determinar los puntos
mínimos de operación de los Ciclos de Rankine y Ciclos Combinados, para así
satisfacer las necesidades energéticas requeridas por las comunidades del Distrito
Norte. A su vez, utilizó del software de simulación PRO/II para evaluar la planta de
generación eléctrica.
Hermoso, Valentina (2008), realizó el “Desarrollo de la Ingeniería
Conceptual y Básica, para la disposición de compuestos de BTEX, emitidos en la
unidad de regeneración de glicol de la Planta de Refrigeración San Joaquín,
ubicada en el Estado Anzoátegui”. En dicho Trabajo Especial de Grado, se
describen las diferentes tecnologías existentes para llevar a cabo el tratamiento y la
disposición de compuestos de BTEX. A su vez, se elaboró una matriz de selección la
cual comprendió: la selección y elaboración de criterios de evaluación, pre-selección
de las tecnologías aplicables, y la construcción de una matriz de evaluación técnica
que permitió realizar la selección de manera objetiva.
La Rosa, L. (2010), realizó la “Valorización del Gas Natural Asociado
destinado a la quema y venteo en las instalaciones petroleras del Distrito Norte de
PDVSA, Estado Monagas, Venezuela”. En este Trabajo de Maestría, La Rosa reportó
que para el año 2009, en la región de Oriente fue quemado un promedio de
466MMPCD de gas natural, lo que representó 170.090 MMPC de gas natural
quemado al año, lo cual se cuantificó en una pérdida de gas natural quemado no
aprovechado de 178,7MM$. Se propuso una lista de tecnologías asociadas a los
procesos de endulzamiento, deshidratación y recuperación de líquidos.
Medina, Francisco (2012), realizó la “Determinación de los parámetros
óptimos de operación de una planta procesadora de gas natural, mediante análisis
técnico económico de rentabilidad y producción”, como su Trabajo Especial de
Grado. Medina investigó sobre las distintas tecnologías de Deshidratación,
Endulzamiento y Separación del gas natural; a su vez aplicó una matriz de selección
de tecnologías para alcanzar las especificaciones de su producto; realizó la simulación
10
en el software HYSYS para evaluar su planta, y realizó un análisis de sensibilidad al
proceso.
Rodríguez, Karen (2010), realizó en su Trabajo Especial de Maestría el
“Aprovechamiento del gas de quema y venteo en la generación de electricidad para
satisfacer necesidades energéticas en comunidades aledañas a las instalaciones del
Distrito Norte”. Rodríguez explica que para el balance de gas de Junio 2009, en el
Oriente de Venezuela alrededor del 8,5% de la producción de gas (523,1 MMPCD)
estaba siendo quemada y/o venteada a la atmósfera por no poseer la infraestructura
suficiente para su manejo, de las cuales casi el 40% (207,8 MMPCD) era emitido por
el Distrito Norte; lo que correspondía al 5,4% de la producción de gas en la zona
mencionada. Por lo cual, Rodríguez realizó una matriz de selección de tecnología,
usando criterios de conocimiento, vialidad, manejo, consideraciones ambientales y
costos para así, seleccionar la tecnología más adecuada para la generación de
electricidad.
11
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 GAS NATURAL
Se define el gas natural como una mezcla de hidrocarburos como metano,
etano, propano, butano y pentano así como pequeñas cantidades de otros compuestos
como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno y helio. Todos ellos
existentes en fase gaseosa o en solución con petróleo en depósitos naturales
subterráneos, y en las condiciones correspondientes a dichos depósitos. (Rojey, 1997)
En la Figura 1, se presentan en la forma de composición molar todos los
principales componentes que conforman el gas natural, en la gran mayoría de los
yacimientos de gas de Venezuela. (Pino, s.f., p.8)
Figura 1. Principales Componentes de una Muestra de Gas natural. (Pino, s.f., p.8)
12
2.2 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL
Por su origen, el gas natural se clasifica en asociado y no asociado. El gas
asociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo del
yacimiento. El gas no asociado, por el contrario, es aquel que se encuentra en
yacimientos que no contienen crudo, a las condiciones de presión y temperatura
originales. (Pino, s.f., p.8)
2.3 USOS DEL GAS NATURAL
El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, el comercio, la
generación eléctrica, el sector residencial y el transporte de pasajeros. Ofrece grandes
ventajas en procesos industriales donde se requiere de ambientes limpios, procesos
controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia. (INNERGY, s.f.)
Adicionalmente, el gas natural es utilizado como materia prima en diversos
procesos químicos e industriales. De manera relativamente fácil y económica puede
ser convertido a hidrógeno, etileno, o metanol; los materiales básicos para diversos
tipos de plásticos y fertilizantes. (INNERGY, s.f.)
En la Tabla 4, se presentan algunas de las aplicaciones más comunes de gas
natural (INNERGY, s.f.)
Tabla 4. Aplicaciones del Gas Natural. (INNERGY, s.f.)
Sector Aplicaciones/Procesos
Industrial
Generación de vapor
Industria de alimentos
Secado
Cocción de productos cerámicos
Fundición de metales
Tratamientos térmicos
Temple y recocido de metales
Generación eléctrica
Producción de petroquímicos
Sistema de calefacción
Hornos de fusión
13
Continuación de la Tabla 4. Aplicaciones del Gas Natural. (INNERGY, s.f.)
2.4 RESERVAS DE GAS NATURAL EN VENEZUELA
La República Bolivariana de Venezuela cuenta con reservas probadas de gas
natural que ascienden a 195.234 MMMPCN (33.661 MMBpe) al 31 de diciembre de
2011, de los cuales 37.065 MMMPCN están asociados a la Faja Petrolífera del
Orinoco (FPO), razón por la cual se confirma que las arenas de la FPO no son
bituminosas sino petrolíferas. Por otra parte, del total de reservas probadas de gas
natural, 35.082 MMMPCN están asociadas a petróleo extrapesado presente en las
cuencas Oriental y Barinas-Apure. Las reservas de gas natural de PDVSA son, en su
mayoría, de gas asociado el cual se produce conjuntamente con el petróleo y una alta
proporción de estas reservas probadas son desarrolladas. (Informe de Gestión Anual
2011, 2011)
Durante el año 2011, se inyectaron 1.041 MMMPCN con el fin de mantener la
presión de algunos yacimientos, lo que equivale a 41% del gas natural que se produjo.
(Informe de Gestión Anual 2011, 2011)
En la Tabla 5, se presenta la distribución de las reservas de gas por cuenca en
la República Bolivariana de Venezuela.
Sector Aplicaciones/Procesos
Comercio y Servicios
Aire acondicionado
Cocción/preparación de alimentos
Agua caliente
Energía
Cogeneración eléctrica
Centrales térmicas
Cocina
Residencial
Cocina
Calefacción
Agua caliente
Aire acondicionado
Transporte de pasajeros Taxis
Buses
14
Tabla 5. Reservas de Gas Natural en Venezuela. (Informe de Gestión Anual PDVSA
2011, 2011)
Cuenca Reservas probadas
(MMBpe)
Maracaibo – Falcón 7.497
Barinas – Apure 64
Oriental (1) 23.621
Carúpano 2.479
Total Gas Natural en MMBpe 33.661
(1) Incluye las reservas probadas de gas natural en la FPO,
estimadas en 6.391 MMBpe al 31 de diciembre del 2011
2.5 CADENA DEL VALOR DEL GAS NATURAL
El concepto de cadena de valor del gas natural se basa en la identificación de
grupos de procesos (eslabones) que por su naturaleza generan cambios físicos sobre
dicho recurso o permiten su disposición para el consumidor final, razón por la cual
constituyen en sí mismos una actividad productiva. (MPPPM-ENAGAS, 2013)
Los eslabones de la cadena de valor de gas natural son: Exploración y
Producción, Tratamiento y Extracción, Fraccionamiento, Transporte y Distribución.
(MPPPM-ENAGAS, 2013)
Exploración y Producción: La cadena de valor del gas natural se inicia con
la exploración, ésta es la actividad en la cual se realizan los estudios necesarios
(levantamiento de sísmica, análisis geológicos, etc.) para descubrir, identificar y
cuantificar acumulaciones de hidrocarburos gaseosos. Una vez detectados los
recursos, se procede a definir el plan de desarrollo del yacimiento y se inicia la fase
de producción del Gas Natural, la cual representa el conjunto de actividades que
permiten extraer el recurso contenido en los yacimientos y su separación del petróleo
(cuando se trate de gas asociado). (MPPPM-ENAGAS, 2013)
Tratamiento y Extracción: El tratamiento (también denominado
acondicionamiento) es una actividad que permite remover los componentes no
hidrocarburos del gas natural, principalmente dióxido de carbono (CO2), sulfuro de
hidrógeno (H2S), agua (H2O), componentes sólidos y otros, a través de cualquier
15
proceso físico, químico o de ambos. Luego de ser tratado se procede a separar el Gas
Metano (CH4) del resto de los componentes del gas natural (CH4+) llamados líquidos
o componentes pesados, este proceso se conoce como Extracción. (MPPPM-
ENAGAS, 2013)
Fraccionamiento: Proceso mediante el cual los hidrocarburos pesados son
removidos y separados en productos distintos o fracciones como el propano, butano y
etano. (MPPPM-ENAGAS, 2013)
Transporte y Distribución: Ambos eslabones constituyen el vínculo entre las
actividades asociadas a la extracción (Exploración y Producción) y adecuación
(Tratamiento o Acondicionamiento) del gas natural y el consumidor final. (MPPPM-
ENAGAS, 2013)
Transporte: Es el conjunto de actividades necesarias para recibir, trasladar y
entregar el gas natural desde un punto de producción o recolección a un punto
de distribución, para ello se requiere el uso de gasoductos y plantas de
compresión si se transmite el hidrocarburo en estado gaseoso o facilidades de
licuefacción, regasificación y desplazamiento vía marítima si se transporta en
estado líquido. (MPPPM-ENAGAS, 2013)
Distribución: Conjunto de actividades que permiten recibir, trasladar,
entregar y comercializar gas desde el punto de recepción en el sistema de
transporte hasta los puntos de consumo, mediante sistemas de distribución
Industrial y Doméstico. (MPPPM-ENAGAS, 2013)
2.6 PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL
El gas ya identificado como gas natural, es sometido a varias operaciones:
(Méndez, 2006)
16
1. El tratamiento para la eliminación de componentes indeseables como agua,
sólidos, compuestos ácidos como dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno e
impurezas.
2. El acondicionamiento, que es un procedimiento para llevar el gas en las
condiciones deseadas para satisfacer los requerimientos del cliente o mercado.
3. El procesamiento para separar cada uno de los componentes de la mezcla de
hidrocarburos a fin de generar los productos requeridos por demandas del
mercado.
A continuación se presenta la Figura 2, en la cual se muestra un esquema del
manejo y procesamiento del gas natural.
Figura 2. Manejo y Procesamiento de Gas. (Rondón, 2012)
2.7 QUEMA Y VENTEO DE GAS NATURAL
Se denomina quema a la combustión controlada del gas natural en operaciones
rutinarias durante el procesamiento de crudo y gas, la cual ocurre al final de la línea
donde se encuentra el mechurrio o flama. Éste gas genera mayormente vapor de agua
y dióxido de carbono. Además, para una combustión efectiva se requiere una mezcla
17
óptima entre el gas combustible y aire, en ausencia de líquidos. (Kearns, Armstrong y
otros, 2000)
El venteo es la liberación controlada de gases a la atmósfera en el transcurso
de las operaciones de producción de gas y petróleo. Estos gases pueden ser gas
natural o algún otro vapor de hidrocarburo, vapor de agua entre otros, tales como
dióxido de carbono, separados en el procesamiento del petróleo o gas natural. En el
venteo, el gas natural asociado a la producción de petróleo es liberado directamente a
la atmósfera y no es quemado. Un venteo seguro se garantiza cuando el gas es
liberado a alta presión y el mismo es más ligero que el aire. (Kearns, Armstrong y
otros, 2000)
2.8 QUEMA Y VENTEO DE GAS NATURAL A NIVEL MUNDIAL Y
NACIONAL
El Banco Mundial indica que para el año 2004 se quemaron alrededor de 5,3
billones de pies cúbicos (BPC) cifra que se mantuvo constante durante el año 2005; la
cual es equivalente al 75 % del gas exportado por Rusia, 30 % del consumo anual de
gas de la Unión Europea, 25 % del consumo de gas de los Estados. (Azuaje, 2010)
En la Tabla 6, se muestran los principales países a nivel mundial que queman
y ventean gas natural:
Tabla 6. Principales países que realizan quema y venteo de gas asociado a nivel
mundial. (Azuaje, 2010)
Posición Países Año 2005
(BPC)
Año 2004
(BPC)
1 Nigeria 0,900 0,850
2 Rusia 0,530 0,520
3 Irán 0,460 0,470
4 Iraq 0,250 0,300
5 Angola 0,230 0,240
6 Venezuela 0,190 0,190
7 Qatar 0,140 0,160
8 Argelia 0,130 0,150
18
Continuación de la Tabla 6. Principales países que realizan quema y venteo de gas
asociado a nivel mundial. (Azuaje, 2010)
Posición Países Año 2005
(BPC)
Año 2004
(BPC)
9 USA 0,120 0,099
10 Kuwait 0,100 0,095
11 Indonesia 0,100 0,130
12 Kazakstán 0,095 0,095
13 Guinea Ecuatorial 0,092 0,130
14 Libia 0,088 0,088
15 México 0,088 0,053
16 Azerbaiyán 0,088 0,088
17 Brasil 0,088 0,053
18 Congo 0,078 0,042
19 Reino Unido 0,057 0,057
20 Gabón 0,057 0,049
21 Resto del Mundo 1,410 1,410
Total 5,3 BPC 5,3 BPC
Con respecto a los balances de gas, emitidos por el Ministerio del Poder
Popular del Petróleo y Minería, se estimó que para el año 2006 Venezuela tuvo una
producción de gas de aproximadamente 7.109 MMPCD. De los 7.109MMPCD su
distribución según su utilización se muestra en la Tabla 7.
Tabla 7. Distribución del gas natural según su utilidad en el territorio nacional.
(PODE, 2006)
Utilización Volúmenes
(MMPCD)
%
Inyectado 3.035 42,7
Arrojado 502 7,0
Transformado en productos y
mermas
526 7,4
Combustible 992 14,0
Vendido 2.054 28,9
Total 7.109 100
19
2.9 COMPRESORES
Los compresores son máquinas que tienen por finalidad aportar una energía a
los fluidos compresibles (gases y vapores) sobre los que operan, para hacerlos fluir
aumentando al mismo tiempo su presión. (Fernández, s.f.)
Dependiendo de la aplicación, los compresores son manufacturados como tipo
de desplazamiento positivo, dinámico o térmico, como se muestra en la Figura 3.
(Gas Processors Suppliers Association, 2004)
Figura 3. Principales Tipos de Compresores. (Gas Processors Suppliers Association,
2004)
Los compresores de desplazamiento positivo se utilizan para el flujo
intermitente en la cual volúmenes sucesivos de fluido están confinados en un espacio
cerrado para aumentar su presión. La otra amplia clase de compresores es del tipo
rotatorio para el flujo continuo. En este tipo de compresor, las piezas giratorias
Compresores
Desplazamiento Positivo
Reciprocantes
- Una etapa
-Multi etapa
- Integrados
-Separables
- Balanceados
Rotatorios
- Lobular
-Helicoidal
- Deslizante
- De Anillos
Dinámicos
Flujo Radial
(Centrífugos)
- Una etapa
- Multi etapa
- Divisón Horizontal
- División Vertical
- De equipo integral
Flujo Axial
- Muti etapas
- De Paletas Fijas
- De Paletas Variables
Tipo Termales
Eyectores
- Una etapa
-Multi etapa
20
(impulsores) aceleran rápidamente al fluido a una alta velocidad; esta velocidad se
convierte entonces en una presión adicional por desaceleración gradual en el difusor o
voluta, la cual rodea el impulsor. El tipo de compresores de desplazamiento positivo
puede ser clasificado como cualquier tipo de movimiento reciprocante o rotatorio.
Los compresores de desplazamiento positivo rotatorio tienen elementos rotatorios
cuyos compresores de acción positiva (máquinas de desplazamiento positivo) son los
más utilizados para caudales bajos y altas relaciones de presión. (Boyce, 2003)
El compresor reciprocante consiste de uno o más cilindros cada uno con un
pistón o émbolo que se mueve hacia adelante y hacia atrás, desplazando un volumen
positivo con cada golpe. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
En la Figura 4, se muestran las características de funcionamiento de los
diferentes tipos de compresores.
Figura 4. Características de Funcionamiento de los Diferentes Tipos de
Compresores. (Boyce, 2003)
Las diferencias entre compresores reciprocantes y centrifugos se resumen de
la siguiente manera: (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
Las ventajas de un compresor reciprocante sobre un compresor centrífugo
incluyen:
21
Ideal para caudales bajos y relaciones de alta presión.
Alta eficiencia a altas relaciones de presión.
Costos de capital relativamente bajos en unidades pequeñas (menos de
3.000hp).
Menos sensibles a cambios en la composición y densidad.
Las ventajas de un compresor centrífugo sobre un compresor reciprocante
incluyen:
Ideal para caudales altos y cabezales pequeños.
Construcción sencilla con una sola pieza móvil.
Alta eficiencia sobre un rango operacional normal.
Bajo costo de mantenimiento y alta disponibilidad.
Mayor capacidad de volumen por unidad de área de trazado.
No genera vibraciones ni pulsaciones.
Una técnica es la compresión por etapas múltiples con interenfriamiento, en la
que el gas se comprime en etapas y se enfría entre cada una de éstas pasándolo a
través de un intercambiador de calor llamado interenfriador. Idealmente, el proceso
de enfriamiento tiene lugar a presión constante y el gas se enfría a la temperatura
inicial en cada interenfriador. (Cengel, Y. (2006).
Los sistemas de compresión en múltiples etapas deben cumplir la siguiente
relación:
Donde:
: Relación de compresión. (adim.)
: Presión requerida en la descarga. (psia)
: Presión disponible en la succión. (psia)
Ecuación 1
22
Para seleccionar el número de etapas, se puede iniciar con las siguientes
aproximaciones (Melchor, 2012):
Total ˂ 5 usar una sola etapa
Total ≥ 5 usar dos etapas
Total ≥ 25 usar tres etapas de compresión
Los compresores de múltiples etapas se basan en la refrigeración intermedia
cada vez que la temperatura de entrada del gas y que la relación de compresión
requerida son tales que la temperatura de descarga del gas excede de
aproximadamente 300 ° F. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
Los servicios de compresión de alta relación de presión comúnmente se
separan en etapas de compresión múltiples y casi siempre incluye enfriadores entre
etapas a fin de remover el calor generado en la compresión. La compresión se lleva a
cabo por etapas, por las siguientes razones (Manual de Diseño de Procesos de
PDVSA, 1996):
1. Para limitar la temperatura de descarga de cada etapa a niveles que sean
seguros desde el punto de vista de limitaciones mecánicas o tendencia de
ensuciamiento del gas.
2. Para tener disponibles corrientes laterales, en la secuencia de compresión a
niveles de presión intermedia, tales como en los sistemas de los procesos de
refrigeración.
3. Para aumentar la eficiencia total de compresión (a fin de obtener una
reducción en potencia) manteniendo la compresión tan isotérmica como sea
posible, optimizando la inversión adicional en enfriadores interetapas y los
costos de operación del agua de enfriamiento contra el ahorro de potencia.
4. Para enfriar las entradas a las etapas y de esta manera reducir los
requerimientos de cabezal de compresión total, suficientemente a fin de
disminuir el número de etapas de compresión requeridas. Esto da como
resultado compresores más compactos y de costos de construcción más bajos.
23
2.10 ENDULZAMIENTO
Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que
trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de
hidrógeno (H2S). El agua se elimina con productos químicos que absorben el vapor
de H2O. El H2S se trata y elimina en plantas de endulzamiento. (Durán, 2009)
2.11 PROCESOS Y TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO
En la Tabla 8, se muestran las capacidades de endulzamiento de las
tecnologías más utilizadas.
Tabla 8. Capacidades de Endulzamiento de Tecnologías. (OPICA, 2009)
Tecnologías ¿Puede cumplir
normalmente con
especificaciones
/ (1) ?
¿Puede
remover
mercaptanos
y COS?
¿Puede remover
selectivamente
al ?
¿Puede ser
degradada la
solución?
Solventes químicos
- Amina
Primaria
- Amina
Secundaria
- Amina
Terciaria
SI / SI (2)
SI / SI (2)
SI / SI (2)
Parcial
Parcial
Parcial
NO
NO
SI
SI (COS, )
Algo
(COS, )
NO
Solventes Físicos SI / SI (2) Ligeramente SI NO
Solventes
especiales
SI SI SI NO
Secuestrantes SI /NO SI SI NO
REDOX SI / NO NO SI SI (ALTO
)
Membrana SI / SI (2) NO NO NO
(1) Especificaciones de 4 ppmv de H2S y 3% molar de CO2 en el gas tratado.
(2) Bajo ciertas condiciones
A continuación, se presentan diferentes esquemas de los procesos y
tecnologías comerciales; en la Figura 5, se observa el esquema general de los
procesos para endulzamiento de gas.
24
Figura 5. Esquema General de los Procesos para Endulzamiento de Gas. (OPICA,
2009)
En la Figura 6, se presenta el esquema del proceso de absorción para
endulzamiento de gas.
Figura 6. Esquema del Proceso de Absorción para Endulzamiento de Gas. (OPICA,
2009)
En la Figura 7, se presenta el esquema del proceso de adsorción para
endulzamiento de gas.
Absorción
Química Física
Química
Física
Líquidos
Regenerables
Líquidos no
Regenerables
“scavengers”
Sólidos no
Regenerables
“scavengers”
Solventes
Puros Solventes
Especiales
Carbonato
de Potasio Otros
Basados
en Aminas
Basados
en Sales
Alcalinas
Selexol
Fluor
Estasolvan
Purisol
Rectisol
Sepasolv MPE
Catasol Esponja de
hierro
Sulfatreat
Sofnolime RG
Puraspec
Slurrisweet
Chemweet
Basados en
aldehidos
Sulfa-check
Sulfa-Scrub
Sulfa-Guard
Gas Treat
NASH
MEA
DEA
TEA
ADIP
MDEA
SNEA-MDEA
Ucarsol
Gas Spec
Flexsorb SE
MDEA
activada
Amine Guard
Carbonato de
potasio
caliente
Benfield
Catacarb
Glammarco
Vetrocoke
Alkazid
Seaboard
Fosfato tripotásico
Carbonato de vacío
Stretford
DGA Sulfinol Amisol Flexsorb PS
Procesos de
Endulzamiento
Absorción Adsorción Conversión
Directa a Azufre Otros Procesos
25
Figura 7. Esquema del Proceso de Adsorción para Endulzamiento de Gas. (OPICA,
2009)
En la Figura 8, se presenta el esquema de otros procesos de endulzamiento de
gas para endulzamiento de gas.
Figura 8. Esquema de otros Procesos de Endulzamiento de Gas. (OPICA, 2009)
En la Figura 9, se presenta la guía de pre-selección de procesos para
endulzamiento de gas.
Otros procesos
Separación
Física
Ryan Holmes
CFZ
Membranas
Híbridos
Adsorción
Química Física
Carbón
activado
Tamices
moleculares
26
Figura 9. Guía de pre-selección de Procesos para Endulzamiento de Gas. (OPICA,
2009)
En la Figura 10, se presenta las aplicaciones típicas para las tecnologías de
endulzamiento de gas, en la misma puede evaluarse el contenido de gases ácidos
presentes en una corriente y estimar la tecnología que puede ser aplicada para la
remoción de dichos ácidos.
Remoción simultánea de
y
Remoción gruesa de
Remoción selectiva de
Producción de azufre
1. Aminas primarias (MEA)
2. Aminas secundarias (DEA)
3. Solventes físicos
4. Solventes especiales
Membranas 1. Aminas terciarias (MDEA)
2. Solventes especiales
3. Membranas
1. Aminas terciarias (MDEA)
2. REDOX
3. Secuestrante de
1. Baja (Secuestrante de )
2. Moderada (REDOX)
3. Alta (Aminas + CLAUS)
27
Figura 10. Aplicaciones Típicas para las Tecnologías de Endulzamiento de Gas.
(OPICA, 2009)
2.11.1 Solventes
Hay dos clases de solventes utilizados en el proceso de endulzamiento, los
físicos y los químicos. (Serrano, 2004)
A continuación se enlistan las consideraciones que se deben tener en cuenta al
elegir el tipo de solvente con el que se va a trabajar en un proceso de endulzamiento
(Serrano, 2004):
1. La presión y temperatura de operación.
2. La cantidad de gases ácidos contenidos y los que se desean remover, la
selectividad y las especificaciones del gas a tratar.
3. Eliminación de los gases ácidos (recuperación de azufre, incineración).
4. Contaminantes en el gas de entrada (oxígeno, compuestos de azufre).
5. Preferencias del cliente (capital y costos de operación, eficiencia del
combustible, costos de los solventes, etc.)
28
2.11.2 Solventes Químicos
Los solventes químicos, por lo general, son alcanolaminas en solución acuosa
que reaccionan química y reversiblemente con los gases ácidos, por consiguiente, al
elevar la temperatura se puede recuperar el solvente. (Serrano, 2004)
Las aminas son compuestos derivados del amoníaco ( ), son bases
orgánicas donde uno, dos o tres grupos alquilo pueden ser sustituidos en lugar de los
hidrógenos en el amoníaco para dar aminas primarias, secundarias y terciarias
respectivamente. (Pine, 1987)
Las aminas se dividen en primarias (monoetanolamina, diglicolamina),
secundarias (dietanolamina) y terciarias (metildietanolamina, trietanolamina),
dependiendo del número de sustituciones que se hagan sobre el nitrógeno. (Serrano,
2004)
Las aminas se han convertido en sustancias químicas muy importantes ya que
son empleadas como solventes en los procesos de endulzamiento de gas natural. En
un inicio la monoetanolamina (MEA) era la más utilizada en cualquier aplicación de
endulzamiento, después fue sustituida por la dietanolamina (DEA) ya que daba
mejores resultados. En los últimos años el uso de metildietanolamina (MDEA) así
como las mezclas de aminas han ganado popularidad. El uso de estas aminas depende
de su grado de selectividad para la remoción de los contaminantes ácidos. (Serrano,
2004)
Los procesos continuos de endulzamiento de gas usan soluciones acuosas de
alcanolaminas. Un solvente físico suele añadirse en esta solución para mejorar su
comportamiento en situaciones especiales donde la alcanolamina sola es inadecuada,
por ejemplo: cuando se presenta una corriente de gas natural con altas
concentraciones de gases ácidos y/o RSH. (Gas Processors Suppliers Association,
2004)
29
Las ventajas de estos procesos donde la solución acuosa de amina es
regenerada y recirculada son (Gas Processors Suppliers Association, 2004):
1. Remoción completa de medianas a altas concentraciones de gases ácidos,
incluso a altas tasas de flujo de gas con un consumo insignificante de
reactante.
2. Costos de operación relativamente bajos por libra de azufre removida en
comparación con el proceso por cargas.
3. La composición de la solución puede ser adaptada a la composición del gas
agrio.
4. Grandes cantidades de componente de azufre orgánico pueden ser también
removidos cuando un solvente físico se añade a la solución de amina.
Las desventajas son (Gas Processors Suppliers Association, 2004):
1. Alta inversión inicial comparada con el proceso por cargas.
2. Los costos de operación y mantenimiento son significativos.
3. Algunos procesos como Sulfinol y Flexsorb requieren licencia o regalías.
2.11.2.1 Monoetanolamina (MEA)
La MEA fue la primera alcanolamina que fue usada y el proceso no ha
cambiado mucho hasta la actualidad. A pesar de que su uso ha decrecido
recientemente, ésta se usa cuando la presión parcial y/o la concentración de gases
ácidos son bajos en el gas natural. La MEA es la amina primaria con el peso
molecular más bajo, por lo tanto, es la más reactiva, volátil y corrosiva. Es por esto
que se utiliza en soluciones relativamente diluidas, tiene las mayores pérdidas de
vaporización, requiere más calor para la regeneración, y tiene la recepción más baja
de hidrocarburos. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
30
2.11.2.2 Dietanilamina (DEA)
Es una amina secundaria comúmente utilizada en cantidades menores al 35%
en peso, sin embargo, su uso aumenta la posible corrosión en la tubería y equipos de
proceso. Tiene las siguientes ventajas (Serrano, 2004):
Selectividad hacia el y
Se usa a presiones altas.
Volatilidad relativamente baja.
Baja energía de regeración (relativa inestabilidad de sus productos de
reacción).
2.11.2.3 Metildietanolamina (MDEA)
Es una amina terciaria utilizada en un rango de 20 a 50 % en peso. Tiene las
siguientes ventajas (Serrano, 2004):
Selectividad hacia el en presencia de .
Requerimientos de energía reducidos.
Alta estabilidad térmica.
No reacciona con los COS y .
Bajo potencial de degradación.
No requiere ser cambiada constantemente debido a su baja volatilidad y alta
estabilidad.
Menores problemas de corrosión.
2.11.3 Solventes físicos
Estos son líquidos orgánicos que absorben y a altas presiones y bajas
temperaturas. La regeneración es mediante la separación a presión atmosférica y a
veces al vacío por lo general sin calor. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
31
Los diagramas de flujo básicos son similares a los del procesamiento de
alcanolamina, y las opciones de una sola etapa de absorción, corrientes divididas y la
absorción de dos etapas están disponibles. (Gas Processors Suppliers Association,
2004)
El solvente físico debe ser de bajo punto de fusión, baja viscosidad,
químicamente estable, no tóxico, no corrosivo, selectivo para el gas contaminante, y
disponible. La recolección de gas es proporcional a la presión de gas ácido. (Gas
Processors Suppliers Association, 2004)
En las siguientes descripciones de procesos, se enfatiza Selexol debido a que
el uso principal es para corrientes de gas natural y gases no sintéticos. (Gas
Processors Suppliers Association, 2004)
2.11.3.1 Selexol
Selexol es utilizado en más de 50 instalaciones en todo el mundo para
remoción bruta de y también, más recientemente, para la eliminación de
simultánea. Es una mezcla de dimetil éteres de glicoles de polietileno principalmente
el trímero a través de hexámero. No es tóxico, posee alto punto de ebullición, puede
ser utilizado en equipos de acero al carbono, y es un excelente solvente para los gases
ácidos, otros gases sulfurosos, hidrocarburos más pesados, y compuestos aromáticos.
(Gas Processors Suppliers Association, 2004)
Hay diferentes variaciones del proceso, la Figura 11, muestra la más básica,
que es muy adecuada para la remoción bruta de . El solvente rico se regenera por
la separación a un vacío de aproximadamente 20mmHg. (Gas Processors Suppliers
Association, 2004)
32
Figura 11. Proceso Básico de Selexol. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
El gas de entrada se mezcla con el solvente rico de la torre de contacto, se
enfría, y se separa antes de entrar en el contactor. Después de la separación hay cuatro
flash: el primero es un flash de alta presión, necesario para recuperar el metano co-
absorbido, el segundo es un flash de presión intermedia, el tercero es un flash a
presión atmosférica, y el cuarto es un flash al vacío. Dos de estos separadores flash no
son esenciales, pero mejoran la economía significativamente. Los rendimientos
intermedios del flash de a elevada presión, la cual se puede ampliar para producir
energía o refrigeración, o que puede ser comprimido de nuevo para inyección hasta
el depósito.
El flash a presión atmosférica sirve para reducir la carga en el flash de vacío.
Con la absorción a 6.894,76 kPa y el flash al vacío a 34,47 kPa, el nivel de en el
producto es del 1%, un nivel adecuado para la mayoría de la purificación del gas
natural. Los niveles más altos, tales como 2%, 3% ó 5% se obtienen mediante el
separador flash a mayor presión. Resultados de la presión atmosférica en un nivel de
en un 3,5%.
33
Comprimir y expandir simultáneamente el produce un enfriamiento
significativo. Un contenido de 30% de en el gas de alimentación a 6.894,76 kPa
normalmente proporciona suficiente refrigeración para compensar el calor para el
bombeo y la reducción de la presión, la compresión, la radiación del sol, y la
diferencia de temperatura entre la alimentación y el producto. La refrigeración es
necesaria si una cantidad considerable de no es separada, por ejemplo, se inyecta
de nuevo en el depósito subterráneo. La cantidad de retirada en cualquiera de las
presiones intermedias es una decisión económica, por ejemplo, el costo de
enfriamiento pérdido comparado con el costo de compresión.
2.11.3.2 Rectisol
El metanol es el solvente Rectisol, y la alta volatilidad requiere que la torre de
contacto sea a muy bajas temperaturas, por ejemplo, 0 a 70 ° C. Se utiliza
principalmente para el tratamiento de gas de síntesis en Europa. El procesamiento
adicional incluye la recuperación de los hidrocarburos desde las corrientes de y
. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
2.11.3.3 Purisol
El solvente Lurgi Purisol disol es n-metil-1-2-pirrolidona, también conocido
como NMP o M Pyrol. Es un excelente solvente de , , RSH,
hidrocarburos, y desafortunadamente muchos elastómeros. Además, es muy selectiva
hacia el , pero el punto de ebullición de 396 °C, aunque adecuada para el proceso
Purisol, es demasiado baja para su uso como un aditivo para soluciones de
alcanolamina. Al igual que Rectisol, la mayoría de las aplicaciones de Purisol se han
utilizado en Europa para los gases sintéticos. (Gas Processors Suppliers Association,
2004)
La Figura 12, muestra un diagrama de flujo típico. La regeneración se lleva a
cabo por un flash de dos etapas a la presión atmosférica. La franja de gas, calor con
reflujo, o una combinación de estos son utilizados. El reabsorbedor es la fuente de gas
34
combustible.La alta presión en la torre de absorción mejora el rendimiento. (Gas
Processors Suppliers Association, 2004)
Figura 12. Proceso Purisol. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
2.11.3.4 Solvente de Flúor
Este proceso utiliza carbonato de propileno para remover , , COS y
RSH de corrientes de gas natural. No es selectiva hacia . Todos los tipos de
compuestos de azufre se pueden reducir a 4 ppm o menos. Sin embargo, el principal
uso ha sido como una alternativa a Selexol para la remoción gruesa de . (Gas
Processors Suppliers Association, 2004)
La Figura 13, muestra un diagrama de flujo típico con regeneración que
consta de dos etapas de separación. El primer gas separado contiene la mayor parte de
los hidrocarburos, es comprimido y reciclado. El segundo flash impulsa la turbina de
expansión. Las mejores aplicaciones son corrientes de gas pobre con una presión
parcial de gas ácido sobre 60 psi. Los solventes a temperaturas inferiores a la
ambiente reducen la velocidad de circulación y el tamaño del equipo. (Gas Processors
Suppliers Association, 2004)
35
Figura 13. Proceso de Solvente de Flúor. (Gas Processors Suppliers Association,
2004)
2.11.4 Soluciones Mixtas
El Sulfinol de Shell fue el primero de estos procesos, la solución usa sulfolane
como el solvente físico principal con las aminas DIPA o MDEA. Además de absorber
componentes orgánicos de azufre, la capacidad del Sulfinol para los gases ácidos
aumenta con la presión parcial de los mismos. Este es un fenómeno de la ley de
Henry sin limitación estequiométrica y con liberación de calor mucho menor. (Gas
Processors Suppliers Association, 2004)
La Figura 14, compara las cargas del solvente en equilibrio para la MEA,
sulfolane y sulfinol. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
36
Figura 14. Cargas del solvente en equilibrio. (Gas Processors Suppliers Association,
2004)
La capacidad de solvente del Sulfinol es menor a la de la MEA a bajas
presiones de . Sin embargo, cuando la presión de aumenta, la capacidad del
Sulfinol sigue aumentando mientras que los niveles de carga de la MEA se mantienen
en proporción estequiométrica. Por esta razón, la principal aplicación del Sulfinol ha
sido el tratamiento de corrientes de gas natural con grandes contenidos de gases
ácidos. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
Igual que muchos solventes físicos, el Sulfinol tiene una afinidad significativa
para hidrocarburos, en especial con los aromáticos. Cuando se usa MDEA la solución
puede selectivamente remover y dejar sobre un 50% de , en el gas. (Gas
Processors Suppliers Association, 2004)
37
Los solventes físicos en soluciones mezcladas son la forma más efectiva de
remover COS, en otros procesos la absorción de COS es complicada por la hidrólisis
reversible a y . (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
2.11.5 Soluciones calientes de Carbonato de Potasio
La Figura 15, muestra el proceso básico del flujo caliente de Carbonato de
Potasio. Los procesos básicos (sin tanque flash) no tienen intercambiador de calor
entre la corriente rica y pobre. El contactor está caliente entre 104,44 °C y 204,44 °C
dependiendo de la presión. Las variaciones tales como las divisiones de flujo y las
etapas de regeneración dobles mejoran la calidad del gas tratado y reducen los
requerimientos de calor. Las características relevantes de estos procesos son (Serrano,
2004):
1. Las reacciones químicas son específicas para y , y la temperatura de
contacto y la solubilidad de otros gases son despreciables. Entonces las
pérdidas cuantificables de los gases de los procesos son insignificantes.
2. Los calores de las reacciones que absorben y están alrededor de la
mitad de aquellos para alcanolaminas. Esto reduce los requerimientos de calor
de regeneración comparablemente (de 0,6 a 0,8 libras de vapor por galón de
solución circulada).
3. La remoción completa de requiere la presencia de y el , se
remueven por hidrólisis a y . Los mercaptanos son difíciles de
remover. Los diseños de procesos más tempranos recomiendan un contenido
de gas ácido de 5 a 8% y una presión de contactor sobre sobre 306 lpc. Se
sugiere el tratamiento adicional con MEA.
4. Son alcanzables recolecciones de gas ácido de 4 a 8 pies cúbicos estándar por
galón. Las cargas más altas no se pueden obtener porque la absorción es
química en contraposición a la física.
5. La precipitación del bicarbonato de potasio se previene limitando la
concentración de carbonatos al 35%.
38
6. Los sólidos suspendidos o hidrocarburos pesados causan la formación de
espuma y facilitan fugas de solvente.
Figura 15. Proceso Básico del Flujo Caliente de Carbonato de Potasio. (Gas
Processors Suppliers Association, 2004)
2.11.6 Adsorción
La adsorción es el proceso mediante el cual las moléculas de gas o líquido son
sostenidas en la superficie de un sólido. Esta retención puede ser producto de una
reacción química, condensación capilar, fuerzas intermoleculares o una combinación
de las anteriores. Una aplicación más extendida es la deshidratación del gas natural,
especialmente como el primer paso en el recobro criogénico de los líquidos del gas
natural. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
Los tamices moleculares de zeolita son los adsorbentes más adecuados para
, , RSH, entre otros. Ellos son no corrosivos, no tóxicos, y están disponibles
en tamaños de poro entre 3 y 10 angstroms. Los tamaños de poros más pequeños
absorben pero son muy pequeños para permitir el paso de los mercaptanos más
pesados. Los tamaños más grandes son comúnmente usados para la remoción total de
azufre. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
39
Los tamices moleculares adsorben sólo moléculas polares. Entre los
contaminantes comunes del gas natural, el agua es el principal compuesto adsorbido
seguido por los mercaptanos, y en ese orden. (Gas Processors Suppliers
Association, 2004)
Debido a que los componentes con una mayor afinidad para la adsorción
desplazarán los componentes con una capacidad de adsorción más pequeña, la
remoción selectiva para los contaminantes de azufre se puede obtener cuando hay
concentraciones muy bajas en el afluente como 0,01 g/100 PCS. (Gas Processors
Suppliers Association, 2004)
La Figura 16, muestra lo que sucede en el lecho de un tamiz molecular. Hay
un número de zonas de adsorción a medida que los contaminantes se adsorben y
desplazan. El agua ocupa la posición más cercana a la entrada seguida por RSH,
y . Durante la operación esas zonas progresan hacia la salida y cuando el
contaminante clave (usualmente ) alcanza la salida, el lecho debe ser regenerado.
Figura 16. Zonas de Adsorción en el Lecho de un Tamiz Molecular. (Gas Processors
Suppliers Association, 2004)
40
Las instalaciones comerciales requieren de al menos dos lechos, de manera tal
que uno esté siempre en línea mientras el otro esté siendo regenerado. La disposición
del gas agrio de regeneración es un problema resuelto con el uso de una planta de
amina o simplemente quemando el gas. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
2.11.7 Membranas
La separación por membranas es uno de los desarrollos más recientes y a
pesar de las desventajas económicas, su uso está creciendo firmemente. La separación
entre gases ocurre sobre una base molecular, es por ello que deben usarse delgadas
capas sin poros (la permeación a lo largo de las capas o cintas no es una filtración: es
sorción en el lado de alta presión, es difusión a lo largo de la cinta, y es desorción en
el lado de baja presión). Las membranas consisten en una cinta ultra delgada de
polímeros en el tope de un delgado y poroso sustrato. Dependiendo del diseño, el
recubrimiento o el sustrato controlan la tasa de permeación en la capa compuesta.
(Gas Processors Suppliers Association, 2004)
Hay dos configuraciones básicas, spiral-wound o espiral cortada (Separex y
Grace), y hollow-fibers o fibras huecas (Prism y Dupont). La Figura 17, ilustra la
construcción de un separador de espiral cortado, el cual consiste en capas sucesivas
de canales de flujo del gas de alimentación, membrana de separación, canal de flujo
permeable y membrana de separación, canal de flujo permeable y membrana de
separación cortada alrededor de un tubo permeable axial. (Gas Processors Suppliers
Association, 2004)
El empaquetado se fija en un tanque cilídrico de presión alrededor de un tubo
permeable axial para formar un elemento el cual es típicamente de 0,1016 a 0,2032
metros de ancho, por 1,524 metros de largo. Los elementos están combinados en
paralelo y/o series para formar el paquete separador. Para estas membranas, el
revestidor de acetato denso, no poroso y celuloso es típicamente la capa activa o la
capa controladora de prermeación. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
41
Para el separador de fibras huecas se usan cilindros huecos menores a un
milímetro de diámetro externo, girado de material de control de separación
usualmente una polisulfona recubierta de un elastómero de silicón para protección. La
dimensión típica del muro es alrededor de 300 micrones, la capa de separación es sólo
de 500 a 1000 angstroms. El paquete de fibras huecas, el cual está sellado al final
encaja en el casco de acero. (Gas Processors Suppliers Association, 2004)
El gas de salida no permeado y de alimentación está en el lado del casco, y el
gas permeado está en el lado del tubo. Las dimensiones típicas son de 4 a 8 pulgadas
de diámetro y entre 10 a 20 pies de largo. (Gas Processors Suppliers Association,
2004)
Figura 17. Construcción de un Separador de Espiral Cortado. (Gas Processors
Suppliers Association, 2004)
42
2.12 SIMULADOR ASPEN HYSYS®
Aspen HYSYS® es una herramienta fácil de usar para el modelado de procesos
ya que permite la optimización del diseño conceptual y de operaciones. Aspen
HYSYS® tiene una amplia gama de características y funcionalidades que resuelven
los retos de ingenería de procesos de la industria energética. (Aspentech, 2013)
HYSYS® utiliza el concepto del paquete de fluido para contener toda la
información necesaria para la realización de flash y cálculos de propiedades físicas.
Este enfoque permite definir toda la información (paquete de propiedades,
componentes, componentes hipotéticos, parámetros de interacción, reacciones, datos
tabulares, entre otras) dentro de una sola entidad. (Aspentech, 2009)
2.12.1 Operación Lógica Adjust.
Ajust es una operación de estado estacionario. La operación Adjust varía el
valor de una variable corriente (la variable independiente) para satisfacer un valor
requerido o especificación (la variable dependiente) en el otro flujo o la operación.
(Aspentech, 2009)
En un diagrama de flujo, una cierta combinación de las especificaciones
necesarias no puedan resolverse directamente. Estos tipos de problemas deben ser
resueltos mediante técnicas de ensayo y error. Para resolver rápidamente los
problemas en los diagrama que entran en esta categoría, la operación Adjust se puede
utilizar para llevar a cabo automáticamente las iteraciones de prueba y error.
(Aspentech, 2009)
La operación Adjust es extremadamente flexible. Permite vincular variables
de la corriente en el diagrama de flujo de maneras que no son posibles con las
operaciones unitarias "físicas" comunes. Se puede utilizar para resolver el valor
deseado de una sola variable dependiente, o pueden ser instalados múltiples Adjust
43
para resolver los valores deseados de varias variables simultáneamente. (Aspentech,
2009)
El Adjust puede realizar las siguientes funciones (Aspentech, 2009):
1. Ajustar la variable independiente hasta que la variable dependiente se encuentre
con el valor objetivo.
2. Ajustar la variable independiente hasta que la variable dependiente sea igual al
valor de la misma variable para otro objeto, además de un desplazamiento
opcional.
2.12.2 Operación Lógica Recycle
La capacidad de cualquier simulador de diagrama de flujo para resolver
reciclos fiables y eficientes es crítico. HYSYS tiene ventajas inherentes sobre otros
simuladores en este sentido. Tiene la capacidad única de hacer una copia de cálculo a
través de muchas operaciones de una manera no secuencial, lo que permite que
muchos problemas con lazos de recirculación puedan ser resueltos de forma explícita.
(Aspentech, 2009)
El Recycle (reciclo) instala un bloque teórico en la corriente de proceso. La
alimentación en el bloque se denomina la corriente de reciclo calculado, y el producto
es la corriente de reciclado supuesta. Los siguientes pasos se llevan a cabo durante el
proceso de convergencia (Aspentech, 2009):
1. HYSYS utiliza las condiciones de la corriente asumida y resuelve el diagrama de
flujo hasta la corriente calculada.
2. HYSYS a continuación, compara los valores de la corriente calculada con los de
la corriente asumida.
3. Basado en la diferencia entre los valores, HYSYS modifica los valores de la
corriente calculada y pasa los valores modificados a la corriente asumida.
44
4. El proceso de cálculo se repite hasta que los valores de la corriente calculada
coinciden con los de la corriente asumida dentro de las tolerancias especificadas.
45
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
3.1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA
La data que se utilizó para realizar la simulación del proceso en estudio se
tomó del Trabajo de Maestría de la Ing. Nastenka Azuaje, específicamente se utilizó
como flujo de alimentación el flujo de gas de venteo de los Distritos del Lago Norte y
Lago Sur de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, el cual se muestra en la Tabla
9. A su vez, se utilizaron las cromatografías características de los bloques T-7 y S-7,
las cuales se muestran en las Tablas 2 y 3 del Capítulo I: Fundamentos de la
Investigación.
Tabla 9. Flujo de gas de venteo distribuido en los Distrito de la Costa Oriental del
Lago de Maracaibo.
Tomando como referencia el Trabajo Especial de grado de la Ing. Kharlys
Gragirena, se realizó la variación del flujo de alimentación en un 15% por exceso y
por defecto para realizar el análisis de sensibilidad del proceso simulado.
Flujo de Gas
(MMPCD)
Distritos
Lago Norte Lago Sur Empresas
Mixtas
Tierra
Venteo 20 17 16 11
Mermas 55 35 5 5
Pérdidas 103 30 8 19
Total mermas + pérdidas 158 65 13 24
Total mermas + pérdidas + venteo 178 82 29 35
46
3.2. ELABORACIÓN DE MATRIZ DE SELECCIÓN DE TECNOLOGÍAS
Para realizar la selección de tecnologías que permitiesen alcanzar las
composiciones deseadas del proceso de tratamiento del gas natural que se quema y/o
ventea en el Occidente del país, se elaboró una matriz de selección de tecnologías
basada en la desarrollada y aplicada en los Trabajos de Grado de Hermoso (2008) y
Medina (2012); las cuales, comprenden los siguientes pasos: selección de criterios de
evaluación, valoración cualitativa y cuantitativa de los criterios de evaluación de
tecnologías, matriz de valoración de criterio, ponderación de criterios, matriz de
selección de tecnologías.
3.2.1. Selección de criterios de evaluación
La selección de criterios de evaluación se realizó basándose en la revisión
bibliográfica de las tecnologías, para ello se identificaron las características
principales de cada tecnología; es decir, se establecieron las pautas o criterios que
satisfacen a cada una de las tecnologías. A nivel mundial existen numerosos criterios
de evaluación es por ello, que se aplicaron las clasificaciones establecidas en el
Manual de Diseño de Proceso de PDVSA para la Selección de Tecnologías de
Control de Emisiones (Hermoso, 2008), alguna de ellas son:
a. Criterios referentes a la planta y al proceso considerando la instalación del
equipo de control de emisiones.
b. Criterios referentes al desempeño de equipos de control de emisiones.
c. Criterios referentes al gas a tratar.
Los criterios de evaluación que se utilizaron para realizar la selección de la
tecnología en este trabajo son:
A. Emanación de contaminantes y/o productos residuales: se entiende por
contaminantes todas aquellas sustancias o derivados de la corriente de gas
47
natural arrojados a la atmósfera o que se encuentran presentes en los efluentes.
De acuerdo a restricciones legales, las plantas instaladas y operativas emiten
contaminantes y productos nocivos por debajo de los límites permitidos, pero
la cantidad, variedad y complejidad de los efluentes asociados al tratamiento
de gas, implican estrictos controles posteriores o, mayor cantidad de equipos,
traduciéndose en costos de operación y rigurosidad en la operación. (Medina,
2012)
B. Eficiencia en el proceso de remoción: para que una determinada tecnología
resulte adecuada y elegible debe cumplir ciertos estándares establecidos,
según normativas nacionales y/o internacionales, uno de ellos es cuan efectivo
es el proceso. Se asume que un proceso es efectivo cuando el mismo está en la
capacidad de retirar la mayor cantidad de contaminantes. (Medina, 2012)
C. Costo de inversión y de operación: es un factor muy importante en la
selección de cualquier proceso, ya que una tecnología con baja inversión
inicial pudiera ser atractiva, pero la impresión desmejora si los costos de
operación y mantenimiento son elevados. Por otra parte los altos costos de
inversión inicial, conllevan a una toma de decisión estimando la rentabilidad
del proceso. (Medina, 2012)
D. Concentración de impurezas en la alimentación: este criterio está relacionado
con la permisividad de la tecnología a la variedad de contaminantes y su
concentración en el gas de alimentación, lo cual puede conducir a la
preferencia de una tecnología que más allá de ser selectiva, remueva la
variedad de contaminantes presentes en la corriente. . (Medina, 2012)
E. Variabilidad del flujo de alimentación: la tecnología óptima seleccionada,
debe permitir variabilidad del flujo de entrada. (Medina, 2012)
F. Tecnología hábil localmente: se refiere a la existencia de las tecnologías en el
territorio nacional.
G. Requerimiento de servicio: los servicios se traducen en medios de intercambio
energético (bombas, compresores, intercambiadores, expansores), aire para
instrumentos, entre otros. Los requerimientos de calidad y cantidad de
48
servicios, afecta de manera positiva o negativa la selección de tecnologías.
(Medina, 2012)
Los criterios que se seleccionaron son los que mejor se ajustan a la evaluación
tecnológica de los procesos de gas natural.
4.2.2. Valoración cualitativa y cuantitativa de los criterios de evaluación
A cada uno de los criterios que se evaluaron, se les asignó una calificación
cualitativa, la cual consistió en el cumplimiento eficiente, parcial o el no
cumplimiento del criterio; por otra parte, se asignó una calificación cuantitativa, a
dicha calificación cualitativa, la cual consistió en la asignación de valores numéricos.
A su vez, a dichas calificaciones se les asignó un rango de valores que podía ser
cualitativo o cuantitativo. Lo anterior permitió evaluar en qué proporción cada
tecnología estudiada satisfacía a cada uno de los criterios. A continuación se presenta
la Tabla 10, en la cual se representa lo anteriormente explicado y la cual se usó para
cada uno de los criterios evaluados.
Tabla 10. Modelo de valoración cualitativa y cuantitativa de los criterios de
evaluación.
Para evaluar la Matriz de Valoración de Criterios, se asignó un valor numérico
a cada uno de ellos, con el fin de establecer un orden o jerarquía de importancia entre
cada uno de los criterios evaluados. La aplicación de los mismos a cada una de las
diferentes tecnologías permitió que se realizara de forma objetiva y uniforme. La
escala numérica para la valoración de criterios se presenta en la Tabla 11.
CALIFICACIÓN RANGO DE VALORES
CUALITATIVA CUANTITATIVA
Cumple eficientemente el criterio 10
Cumple parcialmente el criterio 5
No cumple el criterio 1
49
Tabla 11. Escala numérica para la valoración de criterios.
CALIFICACIÓN
CUANTITATIVA CUALITATIVA
1 Si el criterio fila es MUCHO MENOS IMPORTANTE que el criterio columna
3 Si el criterio fila es MENOS IMPORTANTE que el criterio columna
5 Si el criterio fila es IGUAL DE IMPORTANTE que el criterio columna
7 Si el criterio fila es MAS IMPORTANTE que el criterio columna
9 Si el criterio fila es MUCHO MÁS IMPORTANTE que el criterio columna
A continuación se presenta la Tabla 12, en la cual se muestra un modelo de
Matriz de Valoración de Criterios en la cual se compara cada criterio fila con cada
criterio columna. Haciendo uso de la calificación cualitativa se asignó el valor
cuantitativo correspondiente, el cual se muestra en la Tabla 11, correspondiente a la
escala numérica para la valoración de criterios, el mismo se ubicó en la casilla
correspondiente al criterio evaluado.
Tabla 12. Modelo de Matriz de Valoración de Criterios.
En la Matriz de Valoración de Criterios se procedió a comparar el criterio fila
A con los criterios columna B,C,D,E,F,G,H,I; seguido el criterio fila B con los
criterios C,D,E,F,G,H,I; y se procedió sucesivamente con los criterios fila restante.
Luego de realizado lo anterior se habría completado la mitad superior derecha de la
Matriz de Valoración de Criterios. Para completar la mitad inferior izquierda se
procedió a comparar cada criterio columna con cada criterio fila correspondiente. Se
fue consistente al momento de asignar la calificación cuantitativa a la mitad inferior
M.V.C A B C D E F G H I TOTAL
FILAS
A
B
C
D
E
F
G
H
I
TOTAL
COLUMNAS
TOTAL
GLOBAL
50
izquierda con respecto a la mitad superior derecha. Finalmente al completar las
asignaciones correspondientes a cada criterio fila y columna se procedió a totalizar la
puntuación al final de cada columna y fila para luego realizar la totalización global.
4.2.3. Ponderación de criterios
Una vez terminada la valoración de criterios, se procedió a dividir la
puntuación de cada uno de los totales fila entre el total global; en la Ecuación 2 se
muestra dicho cálculo.
Los resultados obtenidos de la ponderación de criterios, se usaron en la matriz
de selección de tecnologías.
4.2.4. Matriz de selección de tecnologías
En la Tabla 13 se presenta un modelo de matriz de selección de tecnologías
(M.S.T) para el tratamiento del gas natural que se quema y/o ventea en el Occidente
del país. La M.S.T está compuesta por: a) Una primera columna “Criterio”, donde se
coloca la letra del criterio de selección a ser evaluado. b) Una segunda columna
“Ponderación criterio fila”, en la cual se colocan los resultados obtenidos en los
cálculos realizados a partir de la Ecuación 1. c) Se colocan 3 columnas subdividas en
dos columnas en donde se exhiben las opciones 1, 2 y 3, en las columnas
subdivididas se coloca el puntaje criterio correspondiente a la valoración cualitativa y
cuantitativa de los criterios evaluados en la Tabla 12, y en el valor ponderado se
procede a multiplicar los valores contenidos en la columna de ponderación de criterio
fila con el del puntaje criterio, esto realizó para las tres opciones. Finalmente se
procedió a totalizar cada uno de los valores ponderados, de las opciones disponibles
la tecnología que poseía el mayor puntaje fue la seleccionada.
Ecuación 2
51
Tabla 13. Modelo de matriz de selección de tecnologías.
M.S.T OPCIÓN 1 OPCIÓN 2 OPCIÓN 3
Criterio
Ponderación
de criterio
fila
Puntaje
Criterio
Valor
Ponderado
Puntaje
Criterio
Valor
Ponderado
Puntaje
Criterio
Valor
Ponderado
A
B
C
D
E
F
G
H
I
Total
4.3. SIMULACIÓN
Con el avance de la tecnología se han ido creando y desarrollando una serie de
herramientas que son ventajosas para los ingenieros químicos e ingenieros de
procesos, debido a que permiten minimizar el tiempo de estudio y evaluación de un
proceso, dichas herramientas son los simuladores o software de simulación. En el
presente Trabajo Especial de Grado se utilizará el simulador Aspen HYSYS ® para
modelar y simular el proceso en estado estacionario, empleando la caracterización del
gas que se quema y/o ventea en el occidente del país, dichas caracterizaciones pueden
ser visualizadas en el Capítulo II, Marco Referencial, Antecedentes, en las Tablas 2 y
3.
52
4.4. ESTIMACIÓN DE EQUIPOS Y ENERGÍA NECESARIA PARA EL
PROCESO.
Una vez finalizada la simulación y el modelado del proceso mediante el uso
del Simulador Aspen Hysys®, se determinó la cantidad de equipos y de energía
necesaria para el tratamiento del gas natural. Se utilizaron los Utilitarios: Tray Sizing
y Vessel Sizing para dimensionar los separadores y columnas del proceso. La energía
requerida por los compresores y bombas del proceso se visualizó en la Opción
Performance de cada uno de ellos.
4.5. ESTUDIO DE ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD AL PROCESO
En el presente Trabajo Especial de Grado se procedió a realizar un análisis de
sensibilidad al proceso, en el cual se varió en un 15% el flujo de alimentación,
observando el comportamiento de las variables de interés del proceso, las cuales son
Temperatura y Presión de las corrientes de Gas Dulce, Gas Comprimido y Amina
Regenerada. Dichas variaciones fueron estudiadas y simuladas, posteriormente se
analizó la información de interés y se estudió la factibilidad y operatividad del
proceso en estudio.
4.6. FACTIBILIDAD ECONÓMICA DE LA PLANTA
Haciendo uso de los resultados obtenidos del simulador HYSYS® y de la
información recopilada en la bibliografía, referente a la estimación de los costos de
adquisición e instalación de los equipos y las ganancias obtenidas por los productos,
se estimó la factibilidad económica de la planta en estudio en función a la inversión
inicial de dichos equipos y de las ganancias por los productos obtenidos.
53
CAPÍTULO IV
RESULTADOS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS
El presente capítulo comprende el análisis de resultados obtenidos para
cumplir con los objetivos planteados en el presente Trabajo Especial de Grado.
4.1 SELECCIÓN DE TECNOLOGÍAS
4.1.1 Sección de Endulzamiento del Gas Natural
En la Tabla 14, se presentan los resultados de la valoración cualitativa y
cuantitativa para el criterio “A”, correspondiente a la emanación de contaminantes
y/o productos residuales.
Tabla 14. Valoración cualitativa y cuantitativa del criterio “A” (Emanación de
contaminantes y/o productos residuales) para la evaluación del criterio y de la
tecnología.
En la tabla presentada anteriormente, se asigna la máxima valoración
cuantitativa cuyo valor es 10, correspondiente a la emanación de una baja
CALIFICACIÓN RANGO DE VALORES
CUALITATIVA CUANTITATIVA
Cumple eficientemente el
criterio
10
Emana una baja concentración de
contaminantes y/o productos residuales, los
cuales no necesitan ser removidos de forma
exhaustiva.
Cumple parcialmente el
criterio
5
Emana una mediana concentración de
contaminantes y/o productos residuales los
cuales necesitan ser removidos.
No cumple el criterio
1
Emana una alta concentración de
contaminantes y/o productos residuales los
cuales necesitan ser removidos de forma
exhaustiva.
54
concentración de contaminantes y/o productos residuales los cuales no necesitan ser
removidos de forma exhaustiva, para el criterio “A”, y posteriormente se asigna la
valoración cuantitativa a los rangos de valores restantes.
Una vez elaborado este análisis para el criterio “A”, se procede a realizar de
forma análoga dicho análisis a los seis (6) criterios que faltan por evaluar. (Ver
Apéndice A1: Valoración cualitativa y cuantitativa para la evaluación del criterio y de
la tecnología)
Seguidamente se presenta la Tabla 15, en la cual se muestran los resultados
obtenidos en la Matriz de Valoración de Criterios. En dicha Tabla se evaluaron las
valoraciones definidas en la Tabla anterior.
Tabla 15. Matriz de Valoración de Criterios.
Posteriormente la ponderación de criterios se calcula haciendo uso de la
Ecuación 1 (Ver: Capítulo IV: Marco Metodológico), en la cual se toman como datos
las puntuaciones obtenidas en la tabla anterior.
A continuación se presenta el procedimiento de cálculo de la ponderación
para el criterio fila “A”, se procedió de forma similar para realizar el cálculo de la
ponderación de los seis (6) criterios restantes.
M.V.C A B C D E F G TOTAL
FILAS
A 3 3 3 3 3 1 16
B 7 7 5 7 5 9 40
C 7 7 3 5 3 7 32
D 7 5 7 9 7 5 40
E 7 1 5 1 3 3 20
F 7 5 7 3 7 3 32
G 9 1 3 5 7 7 32
TOTAL
COLUMNAS
44 22 32
20 38 28 28 212
55
Los resultados obtenidos de la ponderación de criterios por fila se presentan
en la Tabla 16.
Tabla 16. Resultados obtenidos de la ponderación de criterios por fila.
Valor
(Fracción)
0,0755
0,1887
0,1509
0,1887
0,0943
0,1509
0,1509
En la planta de tratamiento de gas natural se estableció que el flujo de
alimentación es variable en un 15% por exceso y por efecto, debido a que dicho flujo
en operaciones de producción de petróleo y gas, específicamente el flujo de gases de
quema y/o venteo no es constante, por lo cual se recomienda que las tecnologías
evaluadas sean permisibles a la variación de dicho flujo, por lo tanto, se le asignará
relevancia al criterio relacionado con la variabilidad del flujo de alimentación
(Criterio E). En la Tabla 17, se muestra la Matriz de Selección de Tecnologías
evaluada.
En el presente trabajo se seleccionó la tecnología de solventes químicos para
estudiar el proceso de endulzamiento del gas natural con solventes químicos. A su
vez, se seleccionó una solución acuosa de dietanolamina (DEA), dicha selección se
basó en la evaluación de las distintas propiedades que poseen la variedad de solventes
químicos (véase Apéndice A1: Figura A1)
56
Tabla 17. Resultados de la selección de tecnologías de Endulzamiento de gas natural.
M.S.T Adsorción
Física
Carbonato
de Potasio
Membranas Solventes
Especiales
Solventes
Físicos
Solventes
Químicos
Criterio P.C.F P.C V.P P.C V.P P.C V.P P.C V.P P.C V.P P.C V.P
A 0,0755 1 0,0755 1 0,0755 1 0,0755 5 0,3775 5 0,3775 5 0,3775
B 0,1887 10 1,8870 5 0,9435 5 0,9435 10 1,8870 5 0,9435 10 1,8870
C 0,1509 1 0,1509 5 0,7545 1 0,1509 1 0,1509 5 0,7545 1 0,1509
D 0,1887 5 0,9435 5 0,9435 5 0,9435 5 0,9435 5 0,9435 10 1,8870
E 0,0943 5 0,4715 5 0,4715 5 0,4715 5 0,4715 5 0,4715 5 0,4715
F 0,1509 10 1,5090 1 0,1509 1 0,1509 1 0,1509 10 1,5090 10 1,5090
G 0,1509 5 0,7545 5 0,7545 10 1,5090 5 0,7545 5 0,7545 5 0,7545
Total 1,0000 5,7919 4,0939 4,2448 4,7358 5,7540 7,0374
4.1.2 Sección de Compresión del Gas Natural
Debido a que el gas venteado en estudio posee una presión baja, la cual es de
100kPa, y que el proceso de endulzamiento de absorción con solventes químicos de
dichos gases opera a presiones elevadas (6.900kPa), es necesaria la implementación
de una sección de compresión para lograr el incremento de dicha presión. Para
realizar la selección de la tecnología de compresión se utilizó la información existente
en la industria petrolera y del gas en lo que respecta a estos equipos. Debido a que los
compresores centrífugos y reciprocantes son los que mayormente son utilizados en el
área de manejo y transporte de gas, se limitó el estudio a estos dos tipos de
compresores por lo cual se facilitó la selección.
Posteriormente se utilizó la figura correspondiente al Rango de Aplicación de
Compresores (véase Apéndice B1: Figura B1), la cual se encuentra en la publicación
del año 2004 del Manual Gas Processors Suppliers Association y en el cual al
evaluar la presión de descarga requerida la cual es de 6.900kPa, y el caudal de
admisión el cual es de 1.847kmol/h, se estableció que se debe aplicar el uso de
compresores centrífugos en múltiples etapas.
57
En el Apéndice B1: Información detallada y cálculos de la Sección de
Compresión del Gas Natural, se presentan los cálculos correspondientes de la relación
de compresión necesaria para la sección de compresión, el número de etapas de
compresión y la relación óptima de compresión. La razón óptima calculada es de
69,0179 lo cual indica el uso de un compresor de 4 etapas y una relación óptima de
compresión de 2,8823 en cada etapa de compresión.
4.2 SIMULACIÓN DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DEL GAS
NATURAL
4.2.1 Bases de Diseño
Para iniciar la simulación en HYSYS®, se tomaron los datos proporcionados
por Azuaje (2010), los cuales son: el promedio de las cromatografías características
de los Bloques T-7 y S-7 (véase Capítulo I: Tablas 2 y 3), las condiciones del gas de
alimentación a 40ºC y 100kPa y por último el flujo de gas venteado, 37MMPCD
(1.847 kmol/h). (Véase Capítulo IV: Tabla 9)
La sección de compresión se simuló según el paquete termodinámico Peng-
Robinson. Dicha sección constó de compresores centrífugos de cuatro (4) etapas para
cumplir con los criterios de la temperatura del gas de descarga; es decir, que dicho
gas no excediera de 300ºF (148,9ºC). La presión de descarga de la última etapa debe
comprimir el gas hasta 6.900kPa. El diagrama de flujo de proceso de la sección de
compresión se presenta en la Figura 20.
La sección de endulzamiento, cuyo proceso seleccionado fue el de soluciones
químicas, se simuló según el paquete termodinámico de Aminas (Amine-Pkg) y se
seleccionó el modelo termodinámico para soluciones acuosas de aminas Kent-
Eisenberg, debido a que dicho paquete es el recomendable para la simulación de
aminas puras. A su vez, se seleccionó la Dietanolamina (DEA) como solvente por sus
propiedades y capacidad de remoción de gas agrio. Se estableció una concentración en
masa al 28% de DEA, ya que dicha amina tiene un rango de operación óptimo el cual es
58
de 25-35 %peso, fuera de este rango la amina se degenera, y se fijó su temperatura a
35ºC; es decir, 10ºC por encima a la temperatura del gas agrio al inicio de la sección. El
diagrama de flujo de proceso de la sección de endulzamiento se presenta en la Figura
21.
59
K-101
PC101
TCV-01
Determinación de los Parámetros de Operación de una Planta Procesadora de Gas Natural
Tutor: Yánez, Francisco
Etapa de Compresión de la Planta de Tratamiento de Gas Natural.
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
Universidad Central de VenezuelaFacultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería QuímicaTutor: Chacón, Edgar
Hoja: DFP-02
Br. Carruido, Marife
5
K-102
63
62
TC102
8
10
K-104
67
TCV-101
TCV-102
TCV-103
V-23
66
Gas Natural
V-25
101LC
TC101
PC102
V-29
103
LC
V-26
102
LC
TC104
65
V-18
64
TC103
PC103
K-103
PC104
Hacia DFP-2Gas Comprimido a
C-201
12
3
4
60
61
67
9
11 12
13
14
15 16
17
18
19 20
Condensados del Gas Natural
Refrigerante(Amoníaco)
Refrigerante(Amoníaco)
Refrigerante(Amoníaco)
Refrigerante(Amoníaco)
V-101
V-102
V-103
V-104
E-101
E-102
E-103
E-104
ME-101
ME-102
ME-103
ME-101Mezclador
1897kgmol/h
V-101Separador
K-101Compresor
1847 kgmol/h
Delta P 250 kPa
E-101Interenfriador
7,936e+006 kJ/hTubo-Carcasa
TCV-101Válvula
49,84 kgmol/hCaída de Presión 250 kPa
ME-102Mezclador
1939 kgmol/h
V-102Separador
K-102Compresor
1889 kgmol/h
Delta P 850 kPa
E-102Interenfriador
1,009e+007 kJ/hTubo-Carcasa
TCV-102Válvula
52,54 kgmol/hCaída de Presión
850 kPa
ME-103Mezclador
1913 kgmol/h
V-103Separador
K-103Compresor
1860 kgmol/h
Delta P 2850 kPa
E-103Interenfriador
1,025e+007 kJ/hTubo-Carcasa
TCV-103Válvula
23,81 kgmol/hCaída de Presión 2850
V-104Separador
K-104Compresor
1837kgmol/hDelta P 2850 kPa
E-104Interenfriador
6,263e+006 kJ/hTubo-Carcasa
Figura. 20. Diagrama de Flujo de la Sección de Compresión.
60
Etapa de Endulzamiento de la Planta de Tratamiento de Gas Natural
Determinación de los Parámetros de Operación de una Planta Procesadora de Gas Natural
Universidad Central de VenezuelaFacultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Química
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
Tutor: Chacón, Edgar
Tutor: Yánez, Francisco
Hoja: DFP-02
Br. Carruido, Marife
20
K-201
22 24
P-140P-13420
K-202
25 27
20
28
29
26
23
33
32
TCV-201
30 31
34 35
28
47
48
4445
4142
43
TC101
TC101
40
TC101
Desde DFP-1Gas Comprimido a C-201
V-201
C-201
C-201Columna Absorbedora
6900 kPa20 platos (válvula)
K-201Compresor
1746 kgmol/hDelta P 50 kPa
C-202
C-203
C-202Columna
Absorbedora6900 kPa
20 platos (válvula)
K-202Compresor
1680 kgmol/h
Delta P 50 kPa
C-203Columna
Absorbedora6900 kPa
20 platos (válvula)
ME-201
ME-201Mezclador de
corrientes de DEA ricas en Dióxido
de Carbono
5472 kgmol/h
TCV-201Válvula
Caída de Presión 5472 kgmol/h
6280 kPa
V-202
V-202Separador
E-201
E-201Intercambiador
de Calor 2,202e+007kJ/h
Tubo-Carcasa
V-202 C-204
C-204Regeneradora de
Amina (DEA)210kPa
28 platos (válvula)
V-203
ME-202Mezclador de
solución acuosa
de amina
V-204
P-201
P-202
E-202
P-201Bomba
Centrífuga
Delta P 6735 kPa
TEE-201Tee de Flujo de DEA
5277kgmol/h
ME-202E-204
TEE-20136 37
38
39
46
21
Amina Regenerada
Gas Ácido
Gas Dulce
49
Figura. 21. Diagrama de Flujo de la Sección de Endulzamiento
61
4.2.2 Resultados de la Sección de Compresión
La sección de compresión se realizó en 4 etapas de compresión. Cada etapa
constó de un separador “knockout”, un compresor, y un interenfriador. Los líquidos
de cada separador se reciclaron de nuevo a la etapa anterior luego de que la presión
fuese reducida por una válvula. El separador “knockout” fue incorporado a cada etapa
de compresión, como un equipo de seguridad para garantizar que el vapor
condensado no ingresará a los compresores.
Se realizó el incremento de la presión del flujo de alimentación de gas agrio
para garantizar que el mismo se encontrase a las condiciones requeridas en la sección
de endulzamiento.
En la Tabla 18, se presentan las condiciones iniciales y finales del gas natural.
Tabla 18. Condiciones iniciales y finales del gas natural en la sección de compresión.
Condiciones Gas a la entrada del
proceso de compresión
Gas a la salida del
proceso de compresión
Temperatura (ºC) 40 25
Presión (kPa) 100 6.900
En la Tabla 19, se muestran los resultados de las especificaciones de los
compresores del gas natural. En cada compresor se garantizó que la temperatura de
descarga no excediera de 300ºF (148,9 ºC), satisfaciéndose así el criterio de diseño de
intercambiadores de calor.
Tabla 19. Resultados de las especificaciones de los compresores.
Compresor Flujo
(kmol/h)
Presión de
succión
(kPa)
Presión de
descarga
(kPa)
Temperatura
de descarga
(ºC)
Potencia
Consumida
(kW)
K-101 1.886 100 350 122,5 2.419,0
K-102 1.889 350 1.200 137,0 2.454,0
K-103 1.860 1.200 4.050 145,3 2.354,0
K-104 1.837 4.050 6.900 87,42 887,9
62
Para garantizar que la temperatura del flujo que ingresará a cada compresor
fuese la misma que la temperatura del flujo de alimentación del gas agrio (40 ºC), se
utilizó la operación unitaria lógica “Adjust” para que en cada interenfriador el
simulador Hysys® variará el valor de la variable independiente que en este caso era
el flujo de refrigerante para satisfacer la variable dependiente, la cual era la
temperatura a la salida del interenfriador hasta alcanzar el valor especificado el cual
era de 40ºC. Con lo anterior se garantizó que la sección de compresión operará
óptimamente ya que se estaría reduciendo la potencia requerida por cada compresor.
A su vez, con la operación lógica “Adjust” se garantizó que la temperatura de la
corriente de salida del compresor K-104 fuese de 25°C, dicha corriente es la que
ingresa a la columna absorbedora C-201, con todo esto se controló y garantizó que la
amina presente en dichas columnas no se degradará, ya que la Dietanolamina es muy
sensible a la temperatura de alimentación.
En la Tabla 20, se muestran los resultados obtenidos para las especificaciones
de los interenfriadores en la sección de compresión. Se utilizaron intercambiadores de
calor de tubo y carcasa, usando como fluido de refrigerante Amoníaco para un flujo
de alimentación de gas agrio de 1.847 kmol/h.
Tabla 20. Resultados de las especificaciones de los interenfriadores.
Interenfriador
UA
(kJ/ºC-h)
Temperatura
de entrada
(ºC)
Temperatura
de salida
(ºC)
Flujo de
refrigerante
(kgmole/h)
Temperatura
de
refrigerante a
la entrada
(ºC)
E-101 8,1e+004 122,5 40,0 261,6 -50,0
E-102 1,5e+005 137,0 40,0 327,8 -50,0
E-103 1,5e+005 145,3 40,0 329,4 -50,0
E-104 5,8e+004 87,42 25,0 259,6 -50,0
63
5.2.3 Resultados de la Sección de Endulzamiento
En la sección de endulzamiento se alcanzó la especificación de la
concentración de Dióxido de Carbono establecida en el Apéndice C1, al utilizar una
tasa de circulación de DEA de 3.032 kmol/h. Debido a que la concentración de
Dióxido de Carbono era muy elevada, fue necesario el uso de un tren de tres (3)
columnas absorbedoras de 20 platos de válvula cada una y una columna regeneradora
de veintiocho (28) platos de válvula. El flujo proveniente de la columna de
regeneración se dividió en tres (3) corrientes, alimentando una corriente a cada
columna absorbedora para poder cumplir con las especificaciones de calidad del gas.
Los resultados de la Sección de Endulzamiento del gas natural se presentan en la
Tabla 21.
Tabla 21. Resultados de la Sección de Endulzamiento del gas natural.
Flujo de Gas Agrio
(kmol/h)
Tasa de DEA
(kmol/h)
Composición de
(% molar)
1.837 3.032 2
5.3 DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS
La cantidad de equipos necesarios para la Planta de Tratamiento de Gas
Natural, se muestran en la Tabla 22.
Tabla 22. Cantidad de Equipos de la Planta de Tratamiento de Gas Natural.
Cantidad Equipo
6
Compresor
K-101
K-102
K-103
K-104
K-201
K-202
6
Separador
V-101
V-102
V-103
V-104
V-201
V-202
64
Continuación de la Tabla 22. Cantidad de Equipos de la Planta de Tratamiento de
Gas Natural.
Cantidad Equipos
5
Mezclador
ME-101
ME-102
ME-103
ME-201
ME-202
5
Válvula
VLV-101
VLV-102
VLV-103
VLV-201
VLV-202
6
Intercambiador de Calor
E-101
E-102
E-103
E-104
E-201
E-202
4
Columnas
C-201
C-202
C-203
C-204
1 Bomba P-201
Para evaluar el análisis de sensibilidad y estimar la factibilidad económica de
la planta en estudio, es necesario realizar el dimensionamiento de los equipos del
proceso. Utilizando la herramienta “Utilities” del simulador Aspen Hysys®,
denominada “Vessel Sizing”, se determinó el dimensionamiento de los separadores
del proceso, los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 23.
Tabla 23. Dimensionamiento de los Separadores del Proceso.
Nombre Orientación Altura
(m)
Diámetro
(m)
L/D
V-101 Vertical 21,87 6,25 3
V-102 Vertical 10,13 2,90 3
V-103 Vertical 6,93 1,98 3
V-104 Vertical 5,33 1,52 3
V-201 Vertical 4,27 1,22 3
V-202 Vertical 10,06 1,83 5
Posteriormente se utilizó la herramienta “Utilities” del simulador Aspen
Hysys®, denominada “Tray Sizing”, para determinar el dimensionamiento de las
65
columnas absorbedoras y de la columna regeneradora del proceso, los resultados se
muestran en la Tabla 24.
Tabla 24. Dimensionamiento de las columnas absorbedoras y de la columna
regeneradora de la Sección de Endulzamiento.
Nombre Número
de Platos
Altura
(m)
Diámetro
(m)
L/D
C-201 20 12,19 1,22 1,78
C-202 20 12,19 1,22 1,85
C-203 20 12,19 1,22 1,92
C-204 28 17,07 2,44 0,57
5.4 ENERGÍA REQUERIDA POR LOS EQUIPOS
Los compresores centrífugos y la bomba centrífuga que forman parte de los
equipos de la Planta de Tratamiento de gas natural, son los que requieren de energía
para funcionar. En la Tabla 25, se determinó que la energía total requerida para
operar dichos equipos es de 8.601,49 kW, como se muestra a continuación.
Tabla 25. Energía requerida por Equipos de la Planta de Tratamiento de Gas Natural.
Equipo Energía requerida
(kW)
K-101 2.419,0
K-102 2.454,0
K-103 2.354,0
K-104 887,9
K-201 12,77
K-202 12,22
P-201 461,60
Total 8.601,49
5.5 PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO
DE GAS NATURAL.
Partiendo de las bases de diseño, del modelado y simulación del proceso, y
finalmente de la estimación de los resultados, se determinaron los parámetros de
operación de las secciones de compresión y endulzamiento de la Planta de
66
Tratamiento de gas natural, empleando la caracterización del gas natural que se
quema y/o ventea en el Occidente del país, específicamente en los Distritos del Lago
Norte y del Lago Sur del Lago de Maracaibo, Estado Zulia. En la Tabla 26, se
muestran los resultados obtenidos.
Tabla 26. Parámetros de Operación de los procesos de compresión y endulzamiento.
Sección Corriente Presión
(kPa)
Temperatura
(ºC)
Compresión Gas agrio comprimido 6.900 25
Endulzamiento Gas dulce 6.850 37,41
Endulzamiento Amina Regenerada 6.850 35
5.6 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
El análisis de sensibilidad para este trabajo, se realizó utilizando la herramienta
DataBook, del Simulador ASPEN HYSYS®, dicha herramienta permite establecer la
variación de una variable independiente de una corriente determinada, seleccionar las
variables dependientes de interés para así poder observar y estudiar los cambios en las
mismas. Para efectos de este trabajo se estableció la variación de la corriente del flujo de
alimentación de agrio en un 15% por exceso y por defecto, y se establecieron intervalos
de variación de 50 en 50. Se estudiaron solo las variables asociadas a los equipos
principales del proceso como lo son: los interenfriadores, las columnas absorbedoras y la
columna regeneradora. Dichas variables a estudiar fueron: el coeficiente UA de cada
interenfriador de la Sección de Compresión, el porcentaje de inundación de las columnas
absorbedoras y de la columna regeneradora, y la composición de salida de la corriente de
Gas Dulce, de la última columna absorbedora.
En la sección de compresión se realizó el análisis de sensibilidad al coeficiente
UA de los interenfriadores. En la Tabla 27, se observa que la variación del flujo de
alimentación en un 15% en exceso no es admitida en su totalidad por los interenfriadores,
E-101, E-102 y E-104 para flujos de alimentación mayores o iguales a 2.100 kmol/h
debido a la capacidad de procesamiento de los mismos. Por tal motivo, se recomienda
realizar una simulación en estado dinámico para así poder controlar debidamente el flujo
67
de refrigerante y diseñar estos interenfriadores para que puedan tener una capacidad de
procesamiento que admita las variaciones de flujo de alimentación que se establezcan.
Tabla 27. Coeficiente Global de Transferencia de Calor (UA) de los Interenfriadores
E-101, E-102, E-103 y E-104.
Flujo molar
(kgmole/h)
UA
(kJ/ºC-h)
E-101 E-102 E-103 E-104
1.500 6,13E+04 6,03E+04 4,69E+04 4,93E+04
1.550 6,39E+04 6,30E+04 4,84E+04 5,18E+04
1.600 6,67E+04 6,58E+04 5,00E+04 5,44E+04
1.650 6,98E+04 6,90E+04 5,15E+04 5,73E+04
1.700 7,40E+04 7,29E+04 5,31E+04 6,01E+04
1.750 7,82E+04 7,73E+04 5,47E+04 6,44E+04
1.800 8,40E+04 8,42E+04 5,62E+04 7,07E+04
1.850 9,81E+04 9,99E+04 5,78E+04 9,08E+04
1.900 6,26E+05 6,91E+05 6,00E+04 7,55E+05
1.950 2,58E+06 3,03E+06 6,23E+04 3,83E+06
2.000 1,54E+07 2,04E+07 6,48E+04 4,03E+07
2.050 7,93E+08 2,00E+09 6,76E+04 5,17E+12
2.100 -3,10E+08 -1,65E+08 7,08E+04 -3,92E+07
2.150 -1,25E+07 -1,05E+07 7,48E+04 -5,73E+06
2.200 -2,82E+06 -2,34E+06 8,03E+04 -1,27E+06
En la sección de endulzamiento se estudió el comportamiento del porcentaje
de inundación en los platos de válvula de la columna. Según la bibliografía
consultada, Walas (1988) una de las reglas de los pulgares para el diseño de las
columnas absorbedoras, es que las mismas deberán operar cerca del 70% de la tasa de
inundación. Por lo cual, para efectos de este trabajo se estableció que el porcentaje de
inundación de cada plato no debía excederse del 70%.
En las tablas 28, 29, 30 y 31, se presentan los resultados obtenidos de los
porcentajes de inundación de un determinado número de platos para las columnas C-
201, C-202, C-203 y C-204.
68
Tabla 28. Porcentaje de Inundación en la Columna Absorbedora C-201.
Tabla 29. Porcentaje de Inundación en la Columna Absorbedora C-202.
Flujo de
alimentación
(kgmole/h)
Plato 1
(%)
Plato 4
(%)
Plato 8
(%)
Plato 12
(%)
Plato 16
(%)
Plato 20
(%)
1.500 44,29 45,73 47,45 48,16 48,39 47,30
1.550 45,64 47,32 48,96 49,55 49,73 48,58
1.600 47,00 48,88 50,41 50,91 51,05 49,86
1.650 46,80 48,74 50,11 50,53 50,64 49,47
1.700 48,10 50,14 51,43 51,80 51,89 50,69
1.750 49,41 51,51 52,74 53,07 53,13 51,91
1.800 50,73 52,85 54,03 54,34 54,38 53,13
1.850 52,04 54,19 55,32 55,59 55,62 54,35
1.900 51,69 53,80 54,81 55,06 55,06 53,85
1.950 52,94 55,08 56,03 56,25 56,24 55,01
2.000 54,20 56,35 57,24 57,45 57,42 56,18
2.050 55,44 57,59 58,45 58,63 58,59 57,35
2.100 56,68 58,83 59,65 59,82 59,76 58,52
2.150 57,92 60,07 60,84 61,00 60,93 59,68
2.200 57,40 59,46 60,19 60,32 60,25 59,05
Flujo de
alimentación
(kgmole/h)
Plato 1
(%)
Plato 4
(%)
Plato 8
(%)
Plato 12
(%)
Plato 16
(%)
Plato 20
(%)
1.500 47,01 49,20 50,17 50,47 50,51 48,29
1.550 48,30 50,50 51,44 51,71 51,74 49,42
1.600 49,59 51,80 52,70 52,96 52,97 50,55
1.650 50,88 53,08 53,96 54,21 54,20 51,68
1.700 52,16 54,37 55,22 55,45 55,42 52,81
1.750 51,79 53,91 54,71 54,92 54,87 52,31
1.800 53,02 55,13 55,91 56,10 56,04 53,40
1.850 54,24 56,35 57,11 57,29 57,20 54,48
1.900 55,46 57,56 58,31 58,47 58,36 55,56
1.950 56,68 58,78 59,50 59,65 59,52 56,64
2.000 57,90 59,99 60,70 60,83 60,68 57,72
2.050 57,36 59,38 60,04 60,16 59,99 57,10
2.100 58,52 60,54 61,18 61,29 61,09 58,14
2.150 59,68 61,69 62,32 62,42 62,19 59,18
2.200 60,84 62,85 63,46 63,54 63,29 60,21
69
Tabla 30. Porcentaje de Inundación en la Columna Absorbedora C-203.
Flujo de
alimentación
(kgmole/h)
Plato 1
(%)
Plato 4
(%)
Plato 8
(%)
Plato 12
(%)
Plato 16
(%)
Plato 20
(%)
1.500 42,63 42,68 42,81 43,07 43,56 43,70
1.550 43,64 43,70 43,86 44,18 44,79 44,92
1.600 44,64 44,72 44,91 45,29 46,04 46,14
1.650 45,65 45,74 45,97 46,44 47,33 47,36
1.700 46,65 46,77 47,05 47,62 48,67 48,57
1.750 46,14 46,28 46,62 47,32 48,50 48,21
1.800 47,14 47,33 47,82 48,79 50,10 49,49
1.850 48,20 48,52 49,34 50,76 51,76 50,76
1.900 49,37 49,94 51,34 52,74 53,35 52,01
1.950 50,62 51,56 53,38 54,41 54,73 53,25
2.000 51,91 53,24 55,10 55,87 56,03 54,48
2.050 51,57 53,18 54,80 55,41 55,48 53,96
2.100 52,83 54,71 56,19 56,66 56,68 55,13
2.150 54,11 56,18 57,51 57,88 57,87 56,31
2.200 55,39 57,58 58,78 59,09 59,05 57,48
Tabla 31. Porcentaje de Inundación en la Columna Regeneradora C-204.
Flujo de
alimentación
(kgmole/h)
Plato 1
(%)
Plato 4
(%)
Plato 8
(%)
Plato 12
(%)
Plato 16
(%)
Plato 20
(%)
Flujo de
alimentación
(kgmole/h)
1.500 9,40 13,98 13,15 12,83 12,69 12,61 12,70
1.550 9,73 14,06 13,19 12,86 12,71 12,63 12,71
1.600 10,05 14,14 13,22 12,88 12,73 12,65 12,72
1.650 10,34 14,19 13,22 12,87 12,71 12,63 12,70
1.700 10,65 14,26 13,25 12,89 12,72 12,64 12,71
1.750 10,94 14,33 13,28 12,91 12,74 12,66 12,72
1.800 11,21 14,39 13,31 12,93 12,76 12,67 12,73
1.850 11,42 14,44 13,33 12,94 12,77 12,68 12,74
1.900 11,59 14,49 13,36 12,96 12,78 12,68 12,73
1.950 11,63 14,48 13,35 12,96 12,78 12,69 12,74
2.000 11,72 14,51 13,37 12,97 12,79 12,69 12,75
2.050 11,76 14,51 13,36 12,97 12,79 12,70 12,75
2.100 11,83 14,53 13,38 12,98 12,79 12,70 12,75
2.150 11,87 14,53 13,37 12,97 12,79 12,70 12,75
2.200 11,94 14,55 13,39 12,98 12,80 12,70 12,75
70
En las tablas anteriormente mostradas no se observó que el porcentaje de
inundación en los platos estudiados excediera el porcentaje establecido para las
variaciones del flujo de alimentación realizadas, cumpliéndose así la regla del pulgar
utilizada y a su vez, se observa que dichas columnas poseen la capacidad para admitir
una variación del flujo de alimentación mayor al 15%.
Por último, se realizó el análisis de sensibilidad a la corriente de producto del
tope de la columna C-203, denominada Gas Dulce, debido a que ésta es la corriente
de producto de interés y en la cual la composición de no debe exceder del 2%
molar, según la Tabla C1 (ver Apéndice C: Especificaciones de Calidad del Gas
Natural)
En la Tabla 32, se observa que para un flujo de alimentación de 15% por
defecto, la composición de se encuentra por debajo del límite establecido por la
Figura C1 y para un 15% por exceso dicha composición excede el límite establecido.
Debido a lo sensible que es controlar el proceso de endulzamiento, haciendo uso del
paquete de aminas (Amine-Pkg), se utilizó una operación lógica en estado
estacionario denominada “Adjust” para mantener la composición de en un 2%
molar, manipulando el flujo de solución acuosa de amina proveniente de la corriente
de salida del mezclador ME-202, dicha operación lógica no fue capaz de mantener la
especificación dentro del rango establecido. Por tal motivo, se recomienda realizar la
simulación de la Sección de Endulzamiento en estado dinámico para así poder
establecer los lazos de control necesarios para mantener la corriente de producto de
interés en el límite establecido por la Figura C1.
71
Tabla 32. Composición del en la corriente de Gas Dulce.
Flujo de
alimentación
(kmol/h)
Composición
del
(% molar)
1.500 0,22
1.550 0,33
1.600 0,55
1.650 0,82
1.700 1,10
1.750 1,38
1.800 1,63
1.850 1,88
1.900 2,11
1.950 2,33
2.000 2,54
2.050 2,74
2.100 2,93
2.150 3,11
2.200 3,28
2.250 3,44
5.7 FACTIBILIDAD ECONÓMICA DE LA PLANTA
Los costos de adquisición e instalación de los compresores de la Sección de
Compresión, se calcularon según las correlaciones para los compresores, presentadas
en el Capítulo 20: Costos de los Equipos Individuales del Walas (1988) (véase
Apéndice D1). Debido a que para utilizar esas correlaciones, deben cumplirse ciertas
restricciones como es el rango de potencia requerida, en el cual se establece según
dicha bibliografía que los compresores deben tener una potencia requerida entre
200˂hp˂30.000, no fue posible realizar el cálculo de los compresores K-201 y K-202
de la sección de endulzamiento debido a que su potencia requerida era menor a los
200hp.
En la Tabla 33, se presentan los resultados obtenidos de los costos de
adquisición e instalación de los compresores K-101, K-102, K-103 y K-104 para el
año 1988 (Walas, 1988).
72
Tabla 33. Costo de adquisición e instalación de los compresores de la Sección de
Compresión.
Equipo Costo de Adquisición
(MUS$)
Costo de Instalación
(MUS$)
K-101 975,25 1.267,83
K-102 983,98 1.279,17
K-103 958,95 1.246,64
K-104 523,97 681,16
Total 3.442.15 4.474,80
Total 7.916,95
El costo de adquisición e instalación de las columnas C-201, C-202, C-203 y
C-204, se estimaron mediante la Figura D1 (véase Apéndice D1). En la Tabla 34, se
presentan los resultados obtenidos para los costos de adquisición e instalación de las
columnas anteriormente mencionadas para el año 1990 (Peters, 1990).
Tabla 34. Costo de las columnas incluyendo la instalación y auxiliares.
Columna Costo de Adquisición e Instalación
(MUS$)
C-201 118,02
C-202 118,02
C-203 118,02
C-204 336,00
Total 690,06
El costo de adquisición e instalación de los compresores para el año 1985 es
de 7.916,95MUS$ y de las columnas para el mes de Enero del año 1990 es de
690,06MUS$. Para actualizar dichos costos se realizó un escalamiento al año 2012
con el índice de costo para dicho año. Los costos de adquisión e instalación de los
compresores y columnas para el año 2012 son de 14.960,9MUS$.
El ingreso obtenido por el único producto de la Planta de Tratamiento de los
gases de quema y/o venteo es el gas natural, el mismo se estimó a precios
internacionales actuales (véase Apéndice D4: Figura D4: Precios Internacionales del
Petróleo y Gas Natural.). En la Tabla 35, se muestran los resultados obtenidos.
73
Tabla 35. Ganancia obtenida por el producto.
Producto Producción
(MMBtu/año)
Precio Internacional
(US$/MMBtu)
Ingreso por
producción
(MUS$/año)
Gas Natural 15.443.124,77 3,82 58.992,74
En la Tabla 35, se observa que la estimación del ingreso por producción anual
es de 58.992,74MUS$.
La estimación del análisis de factibilidad económica se realizó calculando los
ingresos anteriormente mencionados y los costos de adquisición e instalación de los
equipos. En la Tabla 36, se presenta lo anteriormente expuesto.
Tabla 36. Análisis de Factibilidad Económica.
ITEM Monto
(MUSD)
Ingresos por productos 58.992,74
Costo de adquisición e instalación de equipos 14.960,90
Ganancia Neta 44.031,84
En la Tabla 36, se observa que la estimación de la ganancia neta de la planta
de tratamiento de gas natural es de 44.031,84 por lo cual la inversión inicial de los
costos de adquisición e instalación de los equipos principales del proceso se recupera
en el primer año. Se recomienda realizar un estudio económico, en el cual se calcule
el flujo de caja neto de la planta en cuestión, así como la Tasa Interna de Retorno y la
TREMA.
74
CONCLUSIONES
A continuación se presentan las conclusiones obtenidas en este Trabajo
Especial de Grado.
La tecnología seleccionada para el Endulzamiento del Gas Natural fue la
Absorción con Solventes Químicos.
La tecnología seleccionada para la Sección de Endulzamiento remueve el
contenido de Dióxido de Carbono solo para el flujo de operación, hasta los
límites establecidos para su especificación de calidad.
En el proceso de tratamiento de gas natural de quema y/o venteo se utilizaron
seis (6) compresores, seis (6) separadores, cinco (5) mezcladores, cinco (5)
válvulas, seis (6) intercambiadores de calor, tres (3) columnas absorbedora,
una (1) columna regeneradora y una (1) bomba.
La energía requerida por los equipos para el tratamiento del gas natural fue de
8.601,49kW.
Los parámetros de operación para el gas agrio comprimido son P=6.900;
T=25°C, para el gas dulce: P=6.850; T=37,41°C y para la amina regenerada:
P=6.850 y T=35°C.
El simulador de procesos HYSYS® proporciona la información necesaria
para la realización de un diseño preliminar del proceso en estudio.
El dimensionamiento de las columnas admite una variación de flujo de
alimentación de gas agrio de 15% por exceso y por defecto.
El análisis de sensibilidad no es eficaz para flujos mayores o menores al flujo
de operación ya que la composición de Dióxido de Carbono no se encuentra
en el límite de especificación de calidad.
75
Los ingresos por ganancia de producto son mayores a los costos iniciales de
adquisición e instalación de los equipos principales del proceso, por lo cual la
estimación es factible económicamente.
El aprovechamiento del gas natural venteado en los Distritos del Lago Norte y
del Lago Sur de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo es factible
económicamente según el estudio y estimación preliminar realizados.
76
RECOMENDACIONES
A continuación se presentan las recomendaciones obtenidas en el desarrollo
de este Trabajo Especial de Grado.
Poseer un conocimiento previo de las herramientas que posee HYSYS® para
aprovechar en su totalidad este simulador de procesos.
Se recomienda realizar una simulación en estado dinámico para así controlar
el flujo de refrigerante y diseñar los interenfriadores para que puedan admitir
las variaciones de flujo de alimentación que se establezcan.
Realizar la simulación del proceso en estado dinámico a fin de realizar la
automatización y control del proceso de endulzamiento con la finalidad de
mantener al Dióxido de Carbono en especificación de calidad.
Realizar la integración energética de los equipos de la planta para optimizar el
proceso y disminuir los requerimientos energéticos y por consiguiente, los
costos de operación.
Se recomienda realizar un estudio económico en el cual se calcule el Flujo de
Caja Neto, la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el Valor Presente Neto (VPN)
con la finalidad de realizar un estudio más exhaustivo del proceso.
77
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82
APÉNDICE
Apéndice A: Información detallada y cálculos de la Sección de Endulzamiento
del Gas Natural.
A1: Valoración cualitativa y cuantitativa para la evaluación del criterio y de la
tecnología.
A continuación se muestran en las tablas A1-1 a A1-6, los resultados de la
valoración cualitativa y cuantitativa de los criterios B, C, D, E, F, G para la
evaluación de los criterios y de las tecnologías, por lo que se completa lo explicado
en la sección de Selección de Tecnologías, del Capítulo IV.
Tabla A1-1. Valoración cualitativa y cuantitativa del criterio “B” (Eficiencia en el
proceso de remoción) para la evaluación del criterio y de la tecnología.
Tabla A1-2. Valoración cualitativa y cuantitativa del criterio “C” (Costo de inversión
y de operación) para la evaluación del criterio y de la tecnología.
CALIFICACIÓN RANGO DE VALORES
CUALITATIVA CUANTITATIVA
Cumple eficientemente el
criterio
10 La concentración de Dióxido de Carbono a la
salida no debe ser mayor a 2% molar.
Cumple parcialmente el
criterio
5 La concentración de Dióxido de Carbono a la
salida no debe exceder de 2% molar.
No cumple el criterio 1 La concentración de Dióxido de Carbono a la
salida excede de 2 % molar.
CALIFICACIÓN RANGO DE VALORES
CUALITATIVA CUANTITATIVA
Cumple eficientemente el
criterio
10 Los costos de inversión, operación y
mantenimiento son bajos.
Cumple parcialmente el
criterio
5 Los costos de inversión, operación y
mantenimiento son medianos.
No cumple el criterio 1 Los costos de inversión, operación y
mantenimiento son elevados.
83
Tabla A1-3. Valoración cualitativa y cuantitativa del criterio “D” (Concentración de
impurezas en la alimentación) para la evaluación del criterio y de la tecnología.
Tabla A1-4. Valoración cualitativa y cuantitativa del criterio “E” (Variabilidad del
flujo de alimentación) para la evaluación del criterio y de la tecnología.
Tabla A1-5. Valoración cualitativa y cuantitativa del criterio “F” (Tecnología hábil
localmente) para la evaluación del criterio y de la tecnología.
CALIFICACIÓN RANGO DE VALORES
CUALITATIVA CUANTITATIVA
Cumple eficientemente el
criterio
10 Baja concentración de impurezas en la
alimentación.
Cumple parcialmente el
criterio
5 Mediana concentración de impurezas en la
alimentación.
No cumple el criterio 1 Elevada concentración de impurezas en la
alimentación.
CALIFICACIÓN RANGO DE VALORES
CUALITATIVA CUANTITATIVA
Cumple eficientemente el
criterio
10 Alta permisividad a la variabilidad del flujo de
alimentación.
Cumple parcialmente el
criterio
5 Mediana permisividad a la variabilidad del flujo
de alimentación.
No cumple el criterio 1 Baja o nula permisividad a la variabilidad del
flujo de alimentación.
CALIFICACIÓN RANGO DE VALORES
CUALITATIVA CUANTITATIVA
Cumple eficientemente el
criterio
10 La tecnología existe y se encuentra operativa en el
territorio nacional.
Cumple parcialmente el
criterio
5 La tecnología puede o no existir y encontrarse
operativa en el territorio nacional.
No cumple el criterio 1 La tecnología no existe en el territorio nacional.
84
Tabla A1-6. Valoración cualitativa y cuantitativa del criterio “G” (Requerimiento de
servicio) para la evaluación del criterio y de la tecnología.
En la Matriz de Selección de Tecnologías se utilizaron los datos calculados a
través de la ponderación criterio fila, la cual se calculó a partir de las valoraciones
cuantitativas y cualitativas presentadas en las tablas A1-1 a A1-6. Seguidamente se
asignó un valor numérico, haciendo uso de la Tabla 10, del Capítulo IV, Marco
Metodológico y posteriormente se aplicó la siguiente ecuación para realizar el cálculo
del Valor Ponderado.
Donde:
: Valor ponderado (Adim.)
: Ponderación criterio fila (Adim.)
: Valor numérico asignado al criterio (Adim.)
El cálculo anterior se realizó para cada columna correspondiente al Valor
Ponderado en la Matriz de Selección de Tecnología de Endulzamiento, presentada en el
Capítulo IV.
Al realizar la selección de la tecnología de endulzamiento del gas natural, se
determinó la tecnología de solventes químicos. En la Figura A1, se muestran las distintas
soluciones químicas de endulzamiento del gas natural. Se seleccionó la dietanolamina
CALIFICACIÓN RANGO DE VALORES
CUALITATIVA CUANTITATIVA
Cumple eficientemente el
criterio
10 Bajo requerimiento de servicios.
Cumple parcialmente el
criterio
5 Mediano requerimiento de servicios.
No cumple el criterio 1 Elevado requerimiento de servicios.
Ecuación A1-1
85
(DEA), debido a que es más económica y remueve eficazmente los gases ácidos en
comparación con la monoetanolamina (MEA) o metildietanolamina (MDEA).
Figura A1. Comparación de las soluciones de endulzamiento. (Gas Processors
Suppliers Association, 2004)
86
Ecuación A1-2
Apéndice B: Información detallada y cálculos de la Sección de Compresión del
Gas Natural.
La relación de compresión entre la presión de descarga y la presión de succión
requerida por el proceso se presenta en la Ecuación A1-2.
Donde:
: Presión de descarga. (kPa)
: Presión de succión. (kPa)
La relación de compresión calculada para el tren de compresión es:
La relación óptima de compresión se calcula con la siguiente ecuación:
Donde:
: Relación óptima de compresión. (Adim.)
n: Número de etapas estimada con la Ecuación 1. (Adim.)
La relación óptima de compresión para cada etapa de compresión, distribuida
en tres (4) etapas será de:
87
La relación óptima de compresión para cada etapa de compresión, distribuida
en cuatro (4) etapas será de:
En la Tabla B1, se presentan los distintos tipos de compresores según su
aplicación comercial.
Tabla B1. Tipos de compresores según su aplicación comercial. (Melchor, 2012)
Tipo de
Compresores
Caudal
(ACFM)
Presión
de
descarga
(psig)
Eficiencia
(%)
Velocidad
(rpm)
Potencia
(hp)
Servicio
Reciprocantes 10 – 20.000 60.000 80 - 90 200 – 1200 2.000 Gas, transporte y
manejo.
Centrífugos 100 –
200.000
10.000 75 - 85 1.800 –
50.000
50.000 Gas, transporte y
manejo.
De Tornillo 300 – 25.000 600 55 - 70 1.000 –
15.000
7.000 Aire, refrigerante
y gas sucio.
Axiales 30.000 –
500.000
250 85 - 90 2.000 –
10.000
100.000 Principalmente
aire.
A continuación se presenta la Figura B1, la cual fue utilizada para seleccionar
el compresor a utilizar en el tren de compresión.
Figura B1. Rango de aplicación de compresores. (Gas Processors Suppliers
Association, 2004)
88
Apéndice C: Especificaciones de Calidad del Gas Natural.
Tabla C1. Especificaciones del gas natural. (ENAGAS, 2012)
Componentes Valores
Mínimo Máximo
Sulfuro de Hidrógeno - 4,16 ppm molar
Monóxido de Carbono - 0,1 % molar
Dióxido de Carbono - 2% molar
Agua - 5,625 lb/MMPC
Nitrógeno - 1 %molar
Hidrógeno - 0,1 %molar
Oxígeno - 0,1 %molar
Azufre Total - 18,42 ppm molar
Mercurio (Hg) Menores de 0,01µg/N
Metano 80% -
Etano - 12 %molar
Propano - 3 %molar
Butano - 1,5 %molar
Hidrocarburos Insaturados - 0,2 %molar
89
APÉNDICE D: Estimación de los costos de adquisición de los equipos y de las
ganancias obtenidas por los productos.
D1: Costo de Adquisición e Instalación de los Compresores Centrífugos.
Para calcular el costo de adquisición para cada compresor centrífugo se utilizó
la siguiente correlación, según Walas (1985.
Donde:
: Costo de Adquisición del compresor centrífugo. (MUS$)
: Potencia consumida por el compresor (hp)
Para calcular el costo de instalación de cada compresor centrífugo se calculó
mediante la siguiente formula y utilizando el multiplicador para los costos de
instalación, Walas (1985.
Donde:
: Costo de instalación del compresor centrífugo. (MUS$)
m: Multiplicador = 1.3. (Adim.)
D2: Costo de Adquisición e Instalación de las Columnas Absorbedoras y de la
Columna Regeneradora.
La estimación del costo de adquisición e instalación de las columnas
absorbedoras y de la columna regeneradora se realizó utilizando la Figura D2. Se
procedió a utilizar los datos del diámetro de las columnas, presentes en la Tabla D2-1,
los cuales fueron recopilados de los resultados arrojados por el simulador HYSYS
Ecuación D1-1
(200 ˂ HP ˂ 30.000)
Ecuación D1-2
90
luego del simulado del proceso en estudio. Dicho valor del diámetro se ubicó en el eje
de las abscisas y posteriormente se trazó una vertical hasta la curva de platos de acero
inoxidable y se procedió a leer el costo en dólares americanos por pie de longitud.
Figura D2. Costo de las columnas incluyendo la instalación y auxiliares. (Peters,
1991)
Tabla. D2-1 Dimensiones de las columnas de absorción y de la columna
regeneradora
Columna Diámetro Longitud
(m) (pulgada) (m) (pie)
C-201 1,22 47,99 12,19 39,34
C-202 1,22 47,99 12,19 39,34
C-203 1,22 47,99 12,19 39,34
C-204 2,44 96,06 17,07 56,00
Seguidamente se utilizó la Ecuación D2-1 para calcular el costo de
adquisición e instalación de las columnas.
Ecuación D2-1
91
Donde:
: Costo de adquisición e instalación de la columna ($)
: Costo por pie de longitud ($/pie)
L: Longitud (pie)
D3: Escalamiento de la Inversión Inicial al año 2012.
Para realizar el escalamiento de la inversión inicial, referida a los costos de
adquisición e instalación de los equipos principales de la planta se utilizó la Ecuación
D3-1.
Donde:
C2012: Costo para el año 2012. (US$)
C1985: Costo para el año 1990. (US$) (Peters, 1991)
C1985: Costo para el año 1985. (US$) (Walas, 1985)
: Índice de costo para el año 2012 = 572,7
: Índice de costo para el año 2012 = 356 (Peters, 1991)
: Índice de costo para el año 1985 = 325,3 (Walas, 1985)
D4: Estimación de la ganancia obtenida por el gas natural.
Para realizar la estimación de la ganancia obtenida se utilizaron los datos
presentes en la Tabla D4-1, los cuales fueron sustraídos de los resultados obtenidos
con el simulador HYSYS® de la corriente Gas Dulce. De igual forma, se utilizaron
los datos obtenidos de la Tabla D4-2, (Manning, 1991). Por último se utilizó el precio
actual del Gas Natural, presente en la Figura D4. Tanto los resultados de la Tabla D4-
1, Tabla D4-2 y Figura D4, fueron utilizados en la Ecuación D4.
Ecuación D3-1
92
Tabla D4-1. Fracción molar de los componentes presentes en la corriente Gas Dulce.
Componente Fracción Molar
Metano 0,8724
Etano 0,0331
Propano 0,0287
i-Butano 0,0083
n-Butano 0,0131
i-pentano 0,0053
n- Pentano 0,0034
n- Hexano 0,0033
n- Heptano 0,0019
n-Octano 0,0001
Tabla D4-2. Propiedades de Hidrocarburos y Gases Comunes. (Manning, 1991)
Componente
Heating Value
60ºF, 1atm
Btu,
Net Gross
Metano 909,4 1010,0
Etano 1618,7 1769,6
Propano 2314,9 2516,1
i-Butano 3000,4 3251,9
n-Butano 3010,8 3262,3
i-pentano 3699,0 4000,9
n- Pentano 3706,9 4008,9
n- Hexano 4403,8 4755,9
n- Heptano 5100,8 5502,5
n-Octano 5796,1 6248,9
Nitrógeno - -
Dióxido de Carbono - -
Agua - -
93
Ecuación D4
Figura D4. Precios Internacionales del Petróleo y Gas Natural. (Bloomberg, 2013)
A continuación se presenta la Ecuación D4, la cual fue utilizada para estimar
la ganancia obtenida de la planta de tratamiento de gas natural.
Donde:
: Ganancia Obtenida. ($/año)
: Fracción Molar del componente i. (Adim.)
: Gross Heating Value. (Btu/ )
: Flujo de Gas Dulce. (
: Precio actual del gas natural. ($/MMBtu)
