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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
DETECCIÓN DE PROBLEMAS ASOCIADOS CON EL MANEJO DE MEZCLAS
DE HIDROCARBUROS APLICANDO DIAGRAMAS DE FASES
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de:
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autora: Ing. Heilyn Lucila González Acosta
Tutor: Dr. Marcías Martínez
Co-Tutor: Dr. Jorge Barrientos
Maracaibo, abril de 2010
González Acosta, Heilyn Lucila. Detección de problemas asociados con el manejo de mezclas de hidrocarburos aplicando diagramas de fases (2010), Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 159 p. Tutor: Dr. Marcías Martínez; Cotutor: Dr. Jorge Barrientos.
RESUMEN
En el presente trabajo se hace un estudio del comportamiento de las mezclas de hidrocarburos mediante el empleo de diagramas de fases con la finalidad de detectar problemas en la operación de los equipos y procesos en la industria. Se analizan los procedimientos inherentes a la toma y el análisis cromatográfico de las muestras con el fin de certificar la calidad de las mismas. Para la elaboración de las envolventes de fases, es necesario el uso de simuladores comerciales utilizando los modelos matemáticos de Peng Robinson y Soave Redlich Kwong. Se describen cinco casos de estudio originados en diferentes escenarios, que permiten visualizar la importancia y aplicación en forma correcta de las envolventes, incluyendo la posibilidad de detectar fallas potenciales antes de que éstas ocurran y proporcionando las soluciones preventivas. La investigación concluye en que el conocimiento del diagrama de fases es un soporte fundamental para evaluar cuán representativa es la muestra con la que se diseña, problemas en equipos tales como: arrastre de líquidos en separadores, depósito de líquidos en compresores, el impacto de la inyección del N2, CO2 y otros gases que alteran el comportamiento de los fluidos en el yacimiento. Es recomendable que los ingenieros, operadores y equipos de trabajo tomen conciencia de que el diagrama de fases es un lenguaje en la operación de las plantas y equipos, y que, su uso cotidiano le aporta a la industria altos beneficios.
Palabras claves: diagrama de fases, mezclas de hidrocarburos, modelos matemáticos, simuladores. E-mail de la autora:[email protected]
González Acosta, Heilyn Lucila. Problem detections associated with the management of hydrocarbon mixtures utilizing phase diagrams (2010), Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 159 p. Tutor: Dr. Marcías Martínez; Cotutor: Dr. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
In this paper we present a study on the detection of problems, in natural gas processes and equipments during operations by utilizing phase diagrams of hydrocarbon mixtures. The study discusses the procedures involved in sampling and chromatographic analysis of samples in order to certify the quality of the samples. In order to develop the appropriate phase diagrams, it was required to use commercial off the shelf software that make use of Peng Robinson and Soave Redlich Kwong mathematical models. This work analyses five case studies, that demonstrate the importance on the correct application of phase diagrams, including the ability to detect potential failures before they occurs and thus providing the opportunity for the application of preventive solutions. The study concludes that an in depth understanding of phase diagrams is a fundamental tool required to assess the representativeness of natural gas samples required for optimal equipment designs. The study also demonstrates the use of phase diagrams for detecting process problems such as liquid entrapment in hydrocarbon separators, compressors, liquid tanks, the impact of injections of N2, CO2 and other gases that may alter the behavior of fluids in the reservoir. It is recommended that engineers and natural gas operators realize the importance of phase diagram and use it as a tool in the operation of natural gas plants and equipments, since it has been demonstrated that it can lead to an increase in efficiency and higher profits for the industry. Keywords: phase diagram, hydrocarbon mixtures, mathematical modeling and simulation. Author’s e-mail:[email protected]
DEDICATORIA
A Dios Todo Poderoso, por cumplir fielmente su palabra, por todas las obras que ha
hecho en mí, en él pongo siempre mi confianza y fé.
A mi madre Francisca, a quien me permito recitar éstas palabras tomadas de la gaita
“Madre”: “mi madre es la inspiración es la joya más preciosa, es la estrella esplendorosa
que alumbra mi corazón…”.
A “mi papá” Marcías, por todas sus enseñanzas y sabios consejos, por su paciencia
infinita, por ser mi guía y un gran ejemplo a seguir. No tengo palabras para agradecerle
a Dios por haberlo puesto en mi camino.
A mis hemanos: Alexander, Glem, Jorge, Deivy, Heidy, Luis, y en especial a “mi
hemanito bello” Luis Eduardo.
A todos mis sobrinos, especialmente a “mi princesita” Heilyn De Los Ángeles y a “mi
papito” Luis David.
A toda mi familia en general.
A mis amigas: Carmen Cecilia, Paola, Karina, Yolimar, Neida y especialmente a
Jesiray, quienes me han apoyado en todo momento.
AGRADECIMIENTO
A la Universidad del Zulia, División de Postgrado, Programa de Ingeniería de Gas,
por permitirme continuar mi formación profesional.
Al Prof. Ignacio Romero, Coordinador del Programa de Ingeniería de Gas.
Al Dr. Marcías Martínez, por su ardua labor como tutor de éste proyecto y por sus
grandes aportes para el desarrollo de la investigación.
A mi co-tutor Dr. Jorge Barrientos, por su orientación y apoyo para la realización de
ésta investigación.
A la empresa Ingenieros Consultores y Asociados C.A. (ICONSA), permitirme
continuar mi formación profesional, por toda la colaboración y el apoyo prestado para el
desarrollo del proyecto.
A los profesores: Antonio De Turris, Carlos Alciaturi, Jorge Barrientos, Leonardo
Alejos, por haber impartido sus conocimientos en cada una de las materias dictadas, las
cuales contribuyeron a mi formación profesional.
Al PhD. Marcías José Martínez por su ayuda y orientación.
A todas las personas que de una u otra forma, han ayudado a la realización del
trabajo de grado.
A todos... ¡muchas gracias!
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN……………………………………………………………………... 3
ABSTRACT……………………………………………………………………. 4
DEDICATORIA………………………………………………………………… 5
AGRADECIMIENTO...………………………………………………………… 6
TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………….. 7
LISTA DE TABLAS…………………………………………………………… 11
LISTA DE FIGURAS…….……………………………………………………. 12
NOMENCLATURA, ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS……………...…….. 17
INTRODUCCIÓN……………………………………………………………… 27
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA………………………………………………. 28
1.1. Planteamiento del problema……………………………………………. 28
1.2. Formulación del problema………………………………………………. 29
1.3. Objetivos de la investigación………………………………………….... 29
1.3.1. Objetivo general……….………………………………………………. 29
1.3.2. Objetivos específicos…………………………………………………. 29
1.4. Justificación de la investigación……………………………………….. 30
1.4.1. Aportes teóricos……………………………………………………….. 30
1.4.2. Aportes prácticos………………………………………………………. 30
1.5. Delimitación………………………………………………………………. 30
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO………………………………………….. 31
2.1. Antecedentes de la investigación……………………………………… 31
2.2. Bases teóricas…………………………………………………………… 34
2.2.1. Gas natural. Composición…………………………………………… 34
2.2.1.1. Clasificación…………………………………………………………. 35
2.2.1.2. La industria petrolera clasifica las diferentes áreas de trabajo
Página
con base en las labores que se deben realizar………………….. 36
2.3. Principales equipos de proceso………………………………………... 37
2.4. Ecuaciones de estado…………………………………………………… 38
2.5. Diagrama de fases………………………………………………………. 39
2.5.1. Diagrama de fases de una sustancia pura…………………………. 39
2.5.2. Diagrama PVT…………………………………………………………. 41
2.5.3. Diagrama de fases para yacimientos de hidrocarburos…………… 42
2.5.3.1. Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos…. 43
2.6. Cromatografía……………………………………………………………. 45
2.6.1. Cromatografía de fase gaseosa……………………………………… 46
2.6.1.1. Gas portador…………………………………………………..…….. 46
2.6.1.2. Sistema de inyección de la muestra o puerta de inyección…….. 47
2.6.1.3. Columnas y sistemas de control de temperatura………………… 48
2.6.1.4. Detectores.…………………………………………………………… 50
2.6.1.5. Columnas y tipos de fases estacionarias…………………………. 52
2.6.1.6. Aplicaciones…………………………………………………………. 53
2.6.1.7. Técnicas de montaje………………………………………………... 53
2.7. Técnicas de muestreo para análisis de gas natural…………………. 55
2.7.1. La muestra……………………………………………………………… 55
2.7.1.1. Clasificación…………………………………………………………. 55
2.7.2. Muestreadores de gas. Cilindros de alta presión………………….. 56
2.7.3. Tipos de Muestreo…………………………………………………….. 58
2.7.3.1. Procedimiento para el muestreo al vacío…………………………. 59
2.7.3.2. Procedimiento para el muestreo por desplazamiento…………… 60
2.7.4. Medición de contaminantes en el gas natural con bombas
Dräger…………………………………………………………………... 60
2.7.4.1. Procedimiento para la medición de contaminantes en el gas
natural, con tubos Dräger…………………………………………... 61
2.8. Simuladores de proceso………………………………………………… 62
Página
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO ………………………………. 63
3.1. Tipo de investigación……………………………………………………. 63
3.2. Metodología empleada………………………………………………….. 63
3.2.1. Recopilación de la información………………………………………. 63
3.2.2. Elaboración del diagrama de fases………………………………….. 63
3.2.3. Uso del diagrama de fases para detectar los problemas
que se presentan en los equipos y los procesos de la industria
de los hidrocarburos…………………………………………………... 64
3.2.3.1. Certificación de la calidad de la muestra…………………………. 64
3.2.3.2. Clasificación de las diferentes mezclas de hidrocarburos…….... 60
3.2.3.3. Diagrama de fases del gas natural………………………………... 76
3.2.3.4. Comportamiento de los fluidos en el separador…………………. 81
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS……..…………………….. 104
4.1. Caso No. 1: Recombinación del gas y del líquido para conocer
el fluido que llega al separador CLD- 84-A………………………….... 104
4.1.1. Información reportada por “La Empresa”………………………….... 104
4.1.2. Análisis del Caso No. 1……………………………………………….. 106
4.2. Caso No. 2: Transporte de LPG por tuberías. Impacto
de la inyección de nitrógeno a las mezclas de hidrocarburos………. 119
4.2.1. Análisis del Caso No. 2……………………………………………….. 127
4.3. Caso No. 3: Arrastre de hidrocarburos líquidos en el separador
de entrada (V-2) de una planta de aminas……………………………. 127
4.3.1. Análisis del Caso No. 3……………………………………………….. 133
4.4. Caso No. 4: Comportamiento de los fluidos en sistemas
de compresión……………………………………………………………. 134
4.4.1. Caso No. 4A: Compresión del gas que sale de la recuperadora
de vapor……………………………………………………………....... 134
4.4.1.1. Análisis del Caso No. 4A………………………………………….... 137
4.4.2. Caso No. 4B: Sistemas de compresión en múltiples etapas……... 137
Página
4.4.2.1. Análisis del Caso No. 4B………………………………………….... 142
4.5. Caso No. 5: Comportamiento de los fluidos en sistemas
de expansión…………………………………………………………….. 142
4.5.1. Análisis del Caso No. 5……………………………………………….. 147
CONCLUSIONES…………………………………………………………….. 148
RECOMENDACIONES………………………………………………………. 150
BIBLIOGRAFÍA……………………………………………………………….. 151
ANEXOS……………………………………………………………………….. 153
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1
Composición típica del gas natural en diferentes áreas de
Venezuela. (% por volumen). 35
2
Composición del gas y del líquido que salen del separador
CLD- 84-A………………………………………………………… 104
3
Características de los fluidos y condiciones de trabajo
del separador CLD- 84-A……………………………………….. 105
4 Balance de materiales de todas las corrientes……………….. 118
5 Composición de la muestra de LPG…………………………… 120
6
Composición y características del gas de entrada y salida
del separador V-2……………………………………………….. 129
7
Composiciones de entrada y salida del sistema de
compresión en tres etapas……………………………………… 139
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Procesos fundamentales del gas natural en Venezuela…….. 37
2 Diagrama de fases del agua……………………………………. 40
3 Diagrama de fases del propano………………………………... 41
4 Diagrama PVT para un componente puro…………………….. 42
5 Diagrama de fases de mezclas de hidrocarburos……………. 43
6 Diagrama de fases de una muestra de gas natural………….. 45
7 Diagrama de un cromatógrafo de gases……………………… 46
8 Esquema de la puerta de inyección de un CG……………….. 48
9
Vista de los detectores TCD y FID, instalados en un
cromatógrafo……………………………………………………… 52
10 Tipos de cilindros para muestras de gas……………………… 57
11 Identificación de la muestra de gas……………………………. 57
12 Muestreo de gas con separador portátil………………………. 59
13 Bomba y tubos Dräger para la medición de gases…………... 62
14 Diagrama de fases de un gas seco……………………………. 75
15 Diagrama de fases de un gas natural…………………………. 75
16 Diagrama de fases de un gas rico……………………………... 76
17 Tipo de diagrama de fases producto del laboratorio………… 77
18 Diagrama de fases hecho con el simulador…………………... 77
19 (a)
Comportamiento del GPM del gas natural vs. densidad
relativa. Gas con impurezas...………………………………….. 79
19 (b)
Comportamiento del GPM del gas natural vs. densidad
relativa. Gas sin impurezas...……….………………………….. 79
20
Comportamiento del VCB del gas natural vs. densidad
relativa…………………………………………………………….. 80
21 Diagrama de fases del fluido que llega al separador………… 83
Figura Página
22
Gas de tope del separador SP-01. Punto de operación
cercano a la envolvente…………….…………………………… 86
23
Gas de tope del separador SP-02. Punto de operación
lejos de la envolvente…………………………………………… 86
24
Gas de tope del separador SP-03. Punto de operación
ligeramente dentro de la envolvente…………………..………. 87
25 Gas de tope del separador SP-04. Arrastre evidente……….. 88
26 Diagrama de fases del pozo JM-206-A……………………….. 88
27 Diagrama de fases del pozo JMN-118-A……………………… 89
28 Diagrama de fases del pozo RPN- 74-A………………………. 90
29 Diagrama de fases del pozo JM- 191-A………………………. 92
30 Diagrama de fases del pozo JM- 220-A………………………. 92
31 Diagrama de fases del pozo RPN- 70-A………………………. 93
32 Diagrama de fases del pozo JM- 194-A………………………. 94
33 Diagrama de fases del pozo JM- 211-A………………………. 95
34 Diagrama de fases del pozo JM- 217-A………………………. 95
35
Diagrama de fases de la composición que llega
a la planta Santa Bárbara………………………………………. 97
36
Diagrama de fases del gas que sale de la planta de
deshidratación con mallas moleculares. Planta Santa
Bárbara……………………………………………………………. 97
37
Trayectoria de los fluidos que salen de la caja fría e
ingresan a la primera torre. Planta Santa Bárbara………….. 98
38
Diagrama de fases del gas residual a la salida de la
planta Santa Bárbara……………………………………………. 98
39
Diagrama de fases del líquido a la salida de la planta
Santa Bárbara……………………………………………………. 99
40
Contaminación de una muestra de gas natural con 5 y 10 %
de CO2……………………………………………………………. 101
Figura Página
41
Contaminación de una muestra de gas natural con 5 y 10 %
de N2……………………………………………………………… 101
42
Contaminación de una muestra de gas natural con 5 y 10 %
de CO2 y de N2 superpuestas…………………………………. 102
43
Contaminación de una muestra de gas natural con 5 y 10 %
de CO2 y de N2 superpuestas. Ampliado…………………….. 102
44
Contaminación de una muestra de LPG con 2 % de CO2
y N2………………………………………………………………... 103
45
Contaminación de una muestra de LPG con 2 % de CO2
y N2. Ampliado…………………………………………………... 103
46
Gas del tope del separador CLD-84-A. Condiciones de P y T
reportadas por la empresa……………………………………… 108
47
Gas del tope del separador CLD-84-A. Condiciones de P y T
más probables……………………………………………………. 108
48
Gas del tope del separador CLD-84-A. Análisis del punto
de rocío……………………………………………………………. 109
49 Líquido de fondo del separador CLD-84-A……………………. 110
50 Gas y líquido del separador CLD-84-A………………………... 111
51
Diagrama ampliado de los fluidos del separador
CLD-84-A…………….…………………………………………… 111
52
Mezcla de alimentación al separador CLD-84. Gas y líquido
original…………………………………………………………….. 113
53 Líquido ajustado con 1% más de metano…………………….. 114
54 Gas original y líquido ajustado con 1 % más de metano……. 115
55
Diagrama ampliado. Gas original y líquido ajustado con 1 %
más de metano…………………………………………………... 115
56
Mezcla ajustada. Gas original y líquido ajustado con 1 %
más de metano…………………………………………………... 116
57 Diagrama de fases de la muestra de LPG……………............ 121
58 Diagrama de fases de la muestra de LPG, ampliado………... 121
Figura Página
59
Diagrama de fases del LPG contaminado con 0,5 % de
metano……………………………………………………………. 122
60
Diagrama de fases del LPG contaminado con 0,5 % de
metano, ampliado………………………………………………... 123
61
Diagrama de fases del LPG contaminado con 1 % de
metano…………………………………………………………….. 123
62
Diagrama de fases del LPG contaminado con 1 % de
metano, ampliado………………………………………………... 124
63 Muestras de LPG superpuestas……………………………….. 125
64 Diagrama ampliado de las muestras de LPG superpuestas... 125
65
Diagrama de fases del LPG contaminado con 1 % de
nitrógeno………………………………………………………….. 126
66
Diagrama de fases del LPG contaminado con 1 % de
nitrógeno, ampliado……………………………………………… 126
67 Esquema del separador V-2……………………………………. 130
68 Gas de entrada y salida del separador V-2…………………… 130
69
Diagrama de fases de los fluidos del separador V-2. Flash a
las condiciones de P = 1115,58 lpca y T = - 0,76 °F………… 132
70 Envolventes correspondientes al separador V-2…………….. 132
71
Envolventes, indicando la cantidad de líquido arrastrada
en el separador V-2……………………………………………… 133
72 Esquema de la recuperadora de vapor……………………….. 135
73
Diagrama de fases del gas de alimentación. Etapas de
compresión……………………………………………………….. 136
74
Diagrama de fases del gas de alimentación. Etapas de
compresión, ampliado…………………………………………… 137
75 Diagrama de fases de un gas de entrada a un compresor…. 138
76 Gas de carga al compresor…………………………………….. 140
77 Gas de descarga del compresor……………………………….. 140
78 Gas de carga y descarga del compresor superpuestos…….. 141
Figura Página
79 Etapas de compresión…………………………………………... 141
80
Diagrama de fases de la composición de contrato (Venta a
SIDOR)………………………………………………..…………...
143
81
Diagrama de fases de la composición de gas rico (Fuera de
especificación)……………………………………….…………… 144
82
Diagrama de fases del gas de contrato y del gas rico
superpuestos……………………………………………………... 144
83 Esquema del proceso SIDOR………………………………….. 145
84
Gas de entrada al separador F-3 y gas pesado
superpuestos. Expansión por etapas…..……………………... 146
85
Gas de entrada al separador F-3 y gas pesado
superpuestos. Expansión por etapas, ampliado……………… 146
NOMENCLATURA, ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
API American Petroleum Institute.
bls barril o barriles.
BTU/gal líq. unidades térmicas británicas por galón de líquido.
BTU/lbs unidades térmicas británicas por libra.
BTU/(lbs.°F) unidades térmicas británicas por libra, grado Fahrenheit.
BTU/lbs líq. unidades térmicas británicas por libra de líquido.
BTU/PC unidades térmicas británicas por pie cúbico.
BTU/pie3 gas unidades térmicas británicas por pie cúbico de gas.
C1 metano.
C2 etano.
C3 propano.
C3+ propano y más pesados.
C6 hexano.
C6+ hexano y más pesados.
C7 heptano.
C7+ heptano y más pesados.
C8 octano.
C9 nonano.
C10 decano.
C11 undecano.
C12 dodecano.
C12+ dodecano y más pesados.
CO monóxido de carbono.
C.O. condiciones de operación
CO2 dióxido de carbono.
" pulgada o pulgadas.
COS sulfuro de carbonilo.
CS2 disulfuro de carbono.
cte constante.
∆ variación. Delta.
D diámetro.
DEA dietanolamina.
DEG dietilénglicol.
DGA diglicolamina.
día día o días.
Continuación...
F moles totales.
° grado o grados.
°API grados API.
°C grados centígrado.
°F grados Fahrenheit.
°R grados Rankine.
γ densidad relativa.
γg densidad relativa del gas.
γl densidad relativa del líquido.
γa densidad relativa del agua.
gal/1000 pie3 galones por mil pies cúbicos.
gal/lb.mol galones por libra mol.
gal/lbs H2O galones por libra de agua.
GPM galones por mil pies cúbicos.
gpm galones por minuto.
GPSA Gas Processors Suppliers Association. Engineering Data
Book.
H2 hidrógeno.
H2O agua.
H2S sulfuro de hidrógeno.
iC4 isobutano.
iC5 isopentano.
KCal/m3 kilocaloría o kilocalorías por metro cúbico.
Ki constante de equilibrio.
L moles de líquido.
lb.mol libra o libras expresadas en moles.
lbs libra o libras.
lbs/gal libra o libras por galón.
lbs/lb.mol libras por libra mol.
lbs/MM pcn libras por millón de pies cúbicos a condiciones normales.
lbs/pie3 libra o libras por pie cúbico.
lpc libras por pulgadas cuadradas.
lpca libras por pulgada cuadrada absoluta.
lpcm libras por pulgada cuadrada manométrica.
M peso molecular.
m3 metro o metros cúbicos.
Continuación...
MDEA metildietanolamina.
MEA monoetanolamina.
min minuto o minutos.
mín mínimo.
n números de moles.
N2 nitrógeno.
nC4 butano normal.
nC5 pentano normal.
ng número de moles de gas.
O2 oxígeno.
w factor acéntrico.
P presión.
p3 pie o pies cúbicos.
pág. o pags. Página o páginas.
Psc presión seudocrítica.
Pci presión crítica del componente i.
pcn pie o pies cúbicos a condiciones normales.
PDVSA Petróleos de Venezuela, S.A.
pie2 pie o pies cuadrado.
pie3 pie o pies cúbicos.
pie3/lbs pie o pies cúbicos por libra.
pie3 gas/lbs pie o pies cúbicos de gas por libra.
pie3/gal líq. pie o pies cúbicos de gas por galón de líquido.
Pop presión de operación.
% p/p porcentaje por peso.
% vol porcentaje por volumen.
ppm,p partes por millón, por peso.
ppm,p/v partes por millón, peso sobre volumen.
ppm,v partes por millón, por volumen.
PR Peng Robinson.
Pr presión reducida.
Psr presión seudoreducida.
P-T presión-temperatura.
Pv presión de vapor.
pulg pulgada o pulgadas.
pulgs pulgada o pulgadas.
Q tasa, flujo o caudal.
Continuación...
Qg tasa, flujo o caudal de gas.
Qg(cn) tasa, flujo o caudal de gas a condiciones normales.
Qg(co) tasa, flujo o caudal de gas a condiciones de operación.
Ql tasa, flujo o caudal de líquido.
Qo tasa, flujo o caudal de petróleo.
Qw tasa, flujo o caudal de agua.
ρ densidad.
ρg densidad del gas.
ρl densidad del líquido.
ρm densidad de la mezcla.
R constante universal de los gases 10,732 lpca.pie3 / lb.mol.°R.
seg segundo o segundos.
sPc presión seudocrítica.
SRK Soave, Redlich, Kwong.
sTc temperatura seudocrítica.
∑ sumatoria.
T temperatura.
Tsc temperatura seudocrítica.
Tci temperatura crítica del componente i.
TEA trietanolamina.
TEG trietilénglicol.
Top temperatura de operación.
Tr temperatura reducida.
V moles de vapor.
Vc velocidad crítica del gas.
VCB valor calorífico bruto.
VCN valor calorífico neto.
vol volumen.
W tasa másica.
Wa tasa másica del agua.
Wg tasa másica del gas.
Wl tasa másica del líquido.
Ww tasa másica de agua.
xi fracción molar del componente líquido.
yi fracción molar del componente vapor.
Z factor de compresibilidad del gas.
21
INTRODUCCIÓN
El diseño y la operación de las plantas en la industria del gas natural obliga al
conocimiento pleno de la composición de los fluidos, por ello es normal que el diseñador
solicite una muestra de la mezcla de hidrocarburos para comenzar el trabajo y
configurar la planta de tal manera que, al construirla, ésta trabaje eficientemente con la
alimentación que recibe y entregue los mejores resultados, tanto desde el punto de vista
de la calidad de los productos como en todo lo relativo a la economía del proyecto.
Las mezclas de hidrocarburos que se emplean deben ser representativas del
yacimiento del cual proceden, el hombre no participa en su configuración, pero debe
estar calificado para definir el producto desde el punto de vista cualitativo y cuantitativo.
La calidad de las mezclas, a su vez, nos habla del contenido de los diversos
componentes que la integran: las impurezas, los componentes parafínicos livianos,
como el metano y el etano y los componentes pesados (C3+). Las impurezas (agua,
nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y demás componentes sulfurados,
etc.) nos obligan a someter el gas que alimentará la planta a un proceso de tratamiento
en los cuales les sean eliminados los integrantes agresivos. El tema en estudio
incluye, en el estudio de casos, la generación de arrastre en el separador que conduce
al mal funcionamiento de la planta de aminas con sus consecuencias en el mal
funcionamiento del sistema.
Los componentes parafínicos livianos (metano y etano) son los integrantes clásicos y
predominantes en las muestras de gas natural y, como tal, entran en el objeto de
decisiones en cualquiera de los diseños. No obstante, se debe mantener presente que
la credibilidad en los porcentajes presentados dependerá de la calidad del análisis.
En el estudio de los hidrocarburos pesados entran en juego los componentes
comercialmente aceptados para los diseños clásicos (propano, butano y pentano), que
pasan a ser los elementos más importantes en la rentabilidad de un proyecto.
Adicionalmente se requiere la seguridad en la certificación de los componentes, como el
C7+, C9+ o la inclusión de componentes de mayor peso molecular hasta llegar a la
22
cromatografía extendida. Dentro de estos conceptos la evaluación de la partícula
pesada que se reporta constituye un parámetro de especial importancia al momento de
determinar el comportamiento real del fluido.
El análisis cromatográfico es la metodología tradicional para determinar la
composición de los fluidos, no obstante, la calidad de la respuesta está marcada por
toda una serie de procedimientos que parten de la toma de la muestra y terminan en el
análisis y su correspondiente informe. A lo largo del estudio que compendia esta
investigación se presentan ejemplos en los cuales se observan las fallas que pudieran
producirse al recoger la muestra y presentar resultados, derivando en un resultado
cualitativo erróneo, que obviamente conduce a la toma de decisiones incompatibles
con la realidad.
Se presentan en este trabajo muchos casos demostrativos de que la muestra no es
representativa y, por lo tanto, no se conoce con exactitud el comportamiento real del
fluido, lo cual obliga a investigar las razones por las cuales la muestra difiere para que
la inversión se pague en el tiempo previsto.
Errores que se cometen al tomar la muestra.
El proceso que se sigue para tomar la muestra puede introducir errores que – a su
vez – se reflejan sobre los resultados. El analista debe contar con la experiencia
necesaria para garantizar que la muestra reportada se corresponde con la composición
existente en el lugar de muestreo.
Fallas en el procedimiento.
Al realizar el análisis la experticia del operador del laboratorio cuenta en igual
grado. Entre las muchas razones por las cuales la muestra no representa con exactitud
el comportamiento de los fluidos se señala la tendencia a no calentar el cilindro de
muestreo en el momento de introducir el espécimen en el equipo de cromatografía.
23
Muchas otras razones pueden ser la causa de la diferencia:
• El operador cierra parcialmente la válvula produciendo condensación parcial de
los fluidos y cambio de la composición.
• El cilindro de muestreo estaba lleno de aire al tomar la muestra, con lo cual se
reporta una cantidad exagerada de nitrógeno en el informe.
• El separador estaba generando arrastre y la mezcla resulta demasiado rica.
• La muestra recolectada no corresponde al sitio de donde supuestamente
procede.
• El gas patrón que se toma como representativo ha cambiado la composición con
respecto a su condición original.
Comportamiento de las mezclas de hidrocarburos.
El estudio del diagrama de fases, es un conocimiento fuerte que permite visualizar
cómo se comportan los fluidos y ha pasado a ser una herramienta fundamental en la
presente investigación. Se analiza de manera exhaustiva y se emplea para definir el
comportamiento que represente al fluido real. Varias etapas constituyen el alcance de
la investigación.
A partir de la composición de los hidrocarburos se dibuja el diagrama de fases
apoyándose en los diferentes modelos existentes, tanto en lo relativo al simulador que
se emplea como en el modelo matemático que en cada caso se utiliza. Dentro de los
simuladores empleados se señalan el Pro II y el HySys y, como modelos matemáticos,
los modelos de Peng Robinson y el de Soave Redlich y Kwong, con los cuales se
obtiene la data para construir las gráficas en Microsoft Excel.
Presencia de componentes extraños en la muestra.
El registro de la información nos arroja experiencias que se deben representar. La
presencia de aire, oxígeno y nitrógeno por lo general aparece como un solo pico,
dependiendo de la manera como se configure el cromatógrafo; esto obliga a verificar
24
cuidadosamente si realmente el componente reportado es nitrógeno o se trata de otro
de los componentes que fácilmente se confunden con el mismo.
La presencia de helio en la muestra, normalmente no se detecta, porque el mismo se
emplea como gas portador para conducir la muestra dentro de la columna. Pudiera
también ocurrir que el detector instalado no es capaz de identificar un determinado
componente.
El analista deberá tener presente que, siempre que aparezca hidrógeno en una
cantidad representativa debería comprobar que eso es cierto, para ello debe garantizar
que se le haga un buen vacío al cilindro y, de ser necesario enfriar el horno del
cromatógrafo para separar los componente livianos e identificarlos.
Problemas asociados con las muestras ricas.
Las muestras ricas pueden presentar problemas como los que a continuación se
describen:
• Es necesario calentar bien el cilindro para garantizar que la muestra que se
analiza sea homogénea y, por lo tanto, representativa.
• Cuando se reporta un seudocomponente, otros parámetros, tales como la
densidad relativa y el peso molecular deben ser incluidos, porque con su
presencia se producen desviaciones notables del lugar geométrico de los puntos
de rocío de la muestra.
• Cuando económicamente se justifique, es conveniente ordenar una
cromatografía extendida, con el fin de disponer de una visión real del
comportamiento del fluido, apoyándose en el diagrama de fases.
• Se debe vigilar de cerca las posibilidades de que el gas patrón cambie la
composición, de tal manera que el análisis se corresponda con una muestra
cierta.
25
El diagrama de fases, significado.
Esta representación gráfica del comportamiento de los fluidos nace en la época en
que los únicos procedimientos para determinar la variación de la mezcla con respecto a
los cambios de presión y temperatura se hacían en el laboratorio. El aparecimiento de
los computadores condujo a la preparación de diferentes tipos de modelos matemáticos
que progresivamente fueron reemplazando a la celda PVT. Actualmente casi todas las
predicciones que se realizan emplean los modelos matemáticos que integran los
diferentes simuladores comerciales existentes en el mercado.
En el capítulo III se describen con figuras representativas los diferentes casos
donde se ha empleado el diagrama de fases para identificar un fluido o describir el
comportamiento de los mismos. Los ejemplos más utilizados conducen a: la
identificación de los fluidos por la posición del punto crítico del diagrama y las curvas de
isocalidad, verificando, por simple inspección, si se trata de un gas seco, gas rico,
condensado, petróleo liviano y petróleo pesado. El lector podrá observar el lugar
geométrico de los puntos de rocío evaluando la temperatura necesaria para vaporizar la
muestra. De esa manera podrá apreciar de qué fluido se trata.
Se entrega una serie de diagramas representativos del comportamiento de los
fluidos en un compresor, revisando los diversos casos que se pueden encontrar en el
campo de trabajo atendiendo al número de etapas de compresión, la calidad del gas y
la cercanía del proceso de compresión del gas al punto de rocío del sistema.
Se le ofrece atención especial al estudio del arrastre del gas que sale del separador,
presentando - con una serie de casos – los puntos probables donde se ubica la
operación con respecto al diagrama. Esto permite identificar la factibilidad de que el
separador esté arrastrando líquido por la parte superior. El análisis permite,
adicionalmente, comprobar la calidad del informe presentado por los diferentes
laboratorios de cromatografía de la región.
Cuando se dispone de la composición del líquido y del gas producido con un
separador, y los valores de la presión y la temperatura del recipiente en el momento de
26
toma de la muestra, es factible recombinar los fluidos para generar la envolvente
correspondiente a la alimentación.
En primera instancia este procedimiento habla de ahorros significativos porque se
puede sustituir la toma de muestras de fondo en los pozos petroleros, un procedimiento
muchísimo más costoso que el trabajo que se realiza a partir de las muestras de
superficie.
A su vez, la puesta en vigencia de una rutina como ésta permitirá verificar con
mucha seguridad si la muestra que le han entregado realmente corresponde al
separador identificado. Obviamente habrá casos donde sólo una de las dos
composiciones es representativa, pero resulta interesante demostrar cuando ambas
muestras ciertamente son representativas del caso que se analiza.
Se discute un caso donde se fue conduciendo el estudio hasta comprobar que,
aunque una de las muestras parecía ser del recipiente en estudio, finalmente se
demuestra que los análisis entregados por el cliente no corresponden a la unidad. El
problema está en que, cuando se encomienda un diseño para instalar una
determinada planta la muestra que se le entrega al contratista debe ser altamente
representativa, para garantizar el funcionamiento del sistema después de construido y
puesto en servicio.
Otros casos han sido analizados para demostrar la importancia, en la industria del
gas, del diagrama de fases:
• Arrastre en el separador que protege una planta de aminas, y su correspondiente
impacto sobre la solución.
• Diferentes casos de sistemas de compresión, atendiendo al tipo de gas que se
comprime.
• Recombinación del gas y el líquido que salen del separador, para generar la
composición del fluido en el yacimiento.
27
• Impacto de los componentes como el nitrógeno y el dióxido de carbono en el
yacimiento.
• Impacto del nitrógeno en la composición del LPG en una tubería.
La investigación concluye destacando la necesidad de utilizar el diagrama de fases
como una herramienta clave para detectar muchos problemas operacionales en la
industria del gas natural, con el fin de presentar los correctivos correspondientes.
Con ello se establece que el “diagrama de fases” es un lenguaje en la industria del
gas natural, cuyo mensaje debe interpretar todo ingeniero u operador de la industria.
29
1.2. Formulación del problema.
Por lo antes expuesto, es factible formularse las siguientes preguntas:
¿Cómo se puede garantizar la calidad de las muestras que analizan los laboratorios
y tener la seguridad de que son realmente representativas?.
¿Cómo se puede visualizar el comportamiento de las mezclas, sometidas a
diferentes condiciones de presión y temperatura?.
1.3. Objetivos de la investigación.
1.3.1. Objetivo general.
Estudiar el comportamiento de las mezclas de hidrocarburos mediante el empleo del
diagrama de fases como una metodología para detectar los problemas en la operación
de los equipos y en los procesos.
1.3.2. Objetivos específicos.
1.- Analizar, por medio de la cromatografía de fase gaseosa, las mezclas de
hidrocarburos.
2.- Analizar los diagramas de fases de las mezclas de hidrocarburos en estudio.
3.- Estudiar, con diferentes modelos matemáticos, el comportamiento de las mezclas
de hidrocarburos.
4.- Comparar el comportamiento teórico del fluido con el comportamiento real en el
campo.
30
1.4. Justificación de la investigación.
1.4.1. Aportes teóricos.
Establecer los elementos vinculantes entre la teoría sobre el comportamiento de los
fluidos, el diagrama de fases que se construye con la composición de los fluidos y el
comportamiento de los diferentes sistemas que trabajan con mezclas de hidrocarburos.
1.4.2. Aportes prácticos.
El empleo para fines eminentemente prácticos del diagrama de fases en los
siguientes aspectos:
• Certificación de la calidad de las mezclas de hidrocarburos.
• Recombinación de muestras de gas y líquido para conocer la composición de los
fluidos del yacimiento.
• Impacto de impurezas en el comportamiento de los fluidos del yacimiento.
• Impacto del nitrógeno en el comportamiento del LPG en una tubería.
• Detección del mal funcionamiento de los equipos.
• Fallas en los sistemas de compresión por depósito de líquidos.
• Impacto sobre la degradación de los fluidos en las plantas de tratamiento del gas
natural. Arrastre en los separadores.
• Fallas en los componentes internos del separador.
1.5. Delimitación.
La presente investigación será realizada en la empresa Ingenieros Consultores y
Asociados C.A. (ICONSA), ubicada en el Municipio Maracaibo, Estado Zulia, en un
periodo de 8 meses iniciándose en el mes de Julio de 2009 hasta Enero de 2010.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes de la investigación.
Toda investigación se fundamenta en la búsqueda de información que, integrada a
una estrategia eficiente, les dé respuestas a la problemática planteada, es por esto que
se realizó la recopilación de estudios que guardan relación con la presente
investigación. A continuación se presenta una síntesis de estos trabajos, los resultados
obtenidos y los aportes que de estos se derivan.
Dávila D. Blanca R., (2007). Estimación del comportamiento termodinámico para
cuantificar las fases gas-hidrato en equilibrio para un sistema de gas natural.
Trabajo de grado. La Universidad del Zulia. “En este trabajo se planteó estimar un
procedimiento que permitió la cuantificación de las fases de gas e hidrato en equilibrio y
la cuantificación de los componentes de cada fase del sistema en base seca para luego
determinar el contenido de agua en el gas y se calculó la cantidad de hidrato formado.
El desarrollo de esta investigación abarcó el estudio de tres escenarios principales
(distintas condiciones de presión, temperatura y caudal pero igual composición del gas),
y el estudio de dos escenarios adicionales, en los que la temperatura, caudal y
composición se mantienen constantes pero varía la presión. En cada escenario se
realizó el procedimiento general que es la determinación de la estructura de
cuantificación de las fases y de componentes, determinación de la cantidad de agua en
el gas de alimentación y del gas en equilibrio con el hidrato lo que permitió calcular la
cantidad de hidrato a través de de un balance molar para el agua. Para el logro del
procedimiento fue necesaria la recopilación de curvas e información referente al tipo de
estructura a formar, a la composición del hidrato, de ecuaciones de constantes de
equilibrio del GPSA para observar las variaciones entre ambas por componentes. De
los resultados se concluyó que con una variación mínima de temperatura por debajo del
punto de formación de hidratos (menos de 0,5 °C) se puede consumir el agua del
sistema en su totalidad por lo cual el hidrato se forma casi instantáneamente impidiendo
el paso del gas a través de la línea”.
32
Sánchez A. Luis C., Calles M. Marco A., (2005). Construcción de envolventes de
fases para hidrocarburos gaseosos. Trabajo de grado. La Universidad del Zulia. “En
esta investigación se estableció un modelo matemático y su correspondiente programa
computacional para construir la envolvente de fases para hidrocarburos gaseosos,
mediante la ecuación de estado de Peng-Robinson, Peng-Robinson modificada por
Peneloux, Peng-Robinson modificada por Stryjet y Vera, Se utilizó el método numérico
de barrido de imagen termodinámica (BIT), aplicando el lenguaje de programación
MATLAB. Los resultados demostraron la aplicabilidad del programa como medio de
predicción de las propiedades de la envolvente de fases y su comprobación por medio
de la comparación de resultados de simuladores comerciales y datos de campo
aplicados a gases naturales secos y húmedos. Se recomendó el uso de este programa
como recurso para el quehacer académico en las actividades de la Facultad de
Ingeniería y en la industria previa validación de los resultados”.
Perozo P. Jenitza L., (2003). Comportamiento del sistema de compresión y
distribución de la planta compresora Tía Juana - 2 por falla del compresor 6.
Trabajo de grado. La Universidad del Zulia. “En este trabajo se reflejaron los problemas
operacionales que surgen cuando el compresor 6 no está disponible bien sea por paro
automático o por mantenimiento, tanto para la cadena como cuando ocurre
simultáneamente ambas cadenas, ya que la presión de descarga de cada cadena era
insuficiente para mantener los requerimientos del sistema de distribución,
interrumpiéndose la compresión del gas y por ende teniendo impacto, tanto en la
producción de crudo como en gas ya que dicha planta es una de las más grandes e
importantes del parque de compresión en Occidente. Los efectos generaban un impacto
económico aproximado de 10 M$ por día. Razón por la cual se propuso un estudio del
comportamiento del sistema de distribución de gas a nivel de presiones y flujos a
clientes que permitan operar las cadenas con menos presión de descarga, evitándose
los impactos en crudo, extracción de líquidos y gas rico en etano”.
Rodríguez N. Carmen E., (2002). Determinación cuantitativa del arrastre de
líquido presente en el gas de salida de la E/F 5-9 y 6-9 de la unidad de explotación
lagomedio. Trabajo de grado. La Universidad del Zulia. “En este trabajo se llevó a
cabo un estudio que incluye la evaluación hidráulica y termodinámica de cada una de
33
las estaciones, así como también un sistema de medición de arrastre de líquido
aplicando la metodología desarrollada por INTEVEP. El método se basa en conectar el
equipo a la línea de gas, permitiendo que el volumen de gas entre directamente a la
sección de tubería de volumen conocido. El valor de arrastre, expresado en barriles de
crudo por millón de pies cúbicos de gas, se calculó utilizando el programa de arrastre y
la curva de calibración característica del crudo o mezclas de crudos arrastrados. Los
valores obtenidos para cada una de las estaciones de flujo demostraron que las mismas
no presentaban arrastre de líquido para las condiciones actuales, sin embargo existían
causas que podían acarrear la presencia del mismo como los son las altas velocidades
encontradas en los separadores de alta y la tendencia considerable del crudo a la
formación de espuma”.
34
2.2. Bases teóricas.
2.2.1. Gas natural. Composición.
Con el nombre de gas natural se clasifica a los miembros más volátiles de la cadena
parafínica, principalmente metano, etano, propano y butano y, finalmente, puede
contener porcentajes muy pequeños de compuestos más pesados, entre el C5 y, por lo
general, hasta el C10 o C11. Además, es posible encontrar en el gas natural cantidades
variables de otros gases no hidrocarburos, como dióxido de carbono, sulfuro de
hidrógeno (ácido sulfídrico), nitrógeno, helio, vapor de agua, benceno, tolueno, etil-
benceno y xilenos.
El gas natural se encuentra en yacimientos de gas libre o asociado, así como en
yacimientos de petróleo y de condensado (porciones volátiles de petróleo). En
Venezuela, el gas natural se ha obtenido vinculado con la producción de petróleo. No
obstante, en los últimos años el País ha comenzado a producir gas seco y/o
condensado (Martínez 2006, pág. 1).
Además de lo que ya se ha mencionado, se debe aclarar que, el personal que
trabaja en operaciones de superficie debe vigilar la presencia de otros contaminantes
como la arena, la cual produce la erosión. Las parafinas y los asfáltenos se depositan
en las tuberías y crean problemas, reduciendo la tasa de producción. Cuando el agua
se deposita en forma liquida y en presencia de sulfuro de hidrogeno (H2S), se forman
ácidos los cuales corroen las instalaciones.
La composición del gas, por si sola, no establece el comportamiento de los fluidos, la
presión y la temperatura a la cual se debe producir, transportar y procesar, el gas
natural permite calcular la cantidad de líquido que se puede depositar en el sistema, un
aspecto sumamente importante en todo lo relacionado con el manejo de los fluidos. El
espesor de la pared metálica de los tubos y equipos, el diámetro de la tubería que se
utiliza para conducir el fluido y de muchos otros aspectos entran en juego en el diseño.
Del conocimiento que se tenga de estas variables y del dominio en su utilización
dependerá el éxito del profesional que se dedica a la ingeniería del gas o del petróleo y
35
ha servido de base fundamental en el presente estudio. La tabla No.2.1 presenta una
lista de composiciones típicas del gas en Venezuela, que servirán de ilustración para
observar las variaciones de la composición en una determinada área geográfica.
Tabla 1. Composición típica del gas natural en diferentes áreas de Venezuela. (% por
volumen). Fuente: Martínez (2008).
Procedencia Occidente(asociado)
Guárico(libre)
Oriente(libre)
Oriente(asoc.)
Costa Afuera(libre)
100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
0,8 0,6 0,60,8 0,81.273
11.3281.0339.192
1.0579.407
1.12610.020
1.13610.109
MetanoEtanoPropanoi-Butanon-Butanoi-Pentanon-PentanoHexanoHeptanoCO2
Nitrógeno
73,111,06,01,11,90,60,50,50,44,40,5
90,62,61,10,40,20,30,20,30,34,0
-
76,95,82,50,50,60,30,20,20,4
12,50,1
75,18,04,60,91,10,30,30,20,29,20,1
90,55,02,50,40,70,30,20,20,20,20,1
γ
Com
po
ne
nte
s
2.2.1.1. Clasificación.
Según Martínez (2006, pág. 2), en general, el gas natural puede clasificarse como:
• Gas dulce.
• Gas agrio o ácido.
• Gas rico (húmedo).
• Gas pobre (seco).
No obstante, cada autor establecerá una diferencia soportado en la experiencia que
acumula en el trabajo que realiza: Por ejemplo: gas asociado y no asociado o gas,
condensado y petróleo, cuando se atiende a la naturaleza del yacimiento.
36
2.2.1.2 La industria petrolera clasifica las diferentes áreas de trabajo con base en
las labores que se deben realizar:
- “Producción. Consiste en llevar el gas desde los yacimientos del subsuelo hasta la
superficie, a través de pozos productores. En el subsuelo, el gas se encuentra disuelto
o en la capa de gas en los yacimientos de condensado –“Gas Asociado”- y en
yacimientos de gas libre –“Gas No Asociado”-.
- Separación. Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de
separación de líquidos (petróleo, condensado y agua) en recipientes metálicos a
presión llamados separadores.
- Tratamiento. 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 la
humedad y mediante adsorción utilizando lechos sólidos. El H2S se trata y se elimina
en plantas de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan y pueden ser
comercializadas con otros fines.
- Extracción de líquidos. Este proceso es al que se somete el gas natural rico libre de
impurezas, con la finalidad de separar el gas metano seco (CH4) de los llamados
“Líquidos del Gas Natural”, LGN, integrados por etano, propano, butanos, pentanos
(gasolina natural) y nafta residual.
- Compresión. Es el proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con la finalidad de
aumentarle la presión y enviarlo a sistemas de transporte y distribución para su
utilización en el sector industrial y doméstico y en las operaciones de producción de la
industria petrolera (inyección a los yacimientos y a los pozos que producen por Gas Lift.
- Fraccionamiento. Los Líquidos del Gas Natural (LGN) se envían a las plantas de
fraccionamiento, donde se obtiene por separado etano, propano, butano normal e
isobutano, gasolina natural y nafta residual, que se almacenan en forma refrigerada y
presurizada en recipientes esféricos” (www.pdvsa.com).
37
Figura 1. Procesos fundamentales del gas natural en Venezuela. Fuente:
(www.pdvsa.com).
2.3. Principales equipos de proceso.
• Separador: dispositivo mecánico usado para separar los líquidos (agua,
hidrocarburos, glicol, aminas, etc.) de los gases. Que separa dos o más fases. El
término aplica con mayor frecuencia a los separadores de hidrocarburos. El más
común es el bifásico horizontal y vertical, diseñado para separar el líquido (agua
y petróleo) del gas natural. Siguen luego en complejidad los separadores
trifásicos, capaces de entregar tres fases (agua, petróleo y gas), cada una de
ellas independiente de las otras; y el tetrafásico o trifásico con espuma que suele
dejar un espacio disponible para manejar el espumaje. (Martínez y Velásquez
2006, pág. 299).
• Bomba: máquina para elevar el agua u otro líquido y darle impulso en dirección
determinada. Se compone generalmente del cuerpo de la bomba y de los
GAS NO ASOCIADO
GAS ASOCIADO
PDVSA
Recolección y Almacenamiento
Exploración y Producción
GLP
Transporte
Industrial / Domestico
Propano
IsoButano
Residual
Mercadeo Nacional e
Internacional
GLP
Acondicionamiento y Segregación Corrientes retiro de H2S, H2O, CO2 Extracción de Líquidos
Gas Natural
Fraccionamiento
LGN (Bls)
Tratamiento y Procesamiento
Distribución Industrial / Domestico
Transporte y Distribución
Estados / Ciudades
Gas Alimentación (Proceso y Combustible)
(MMPCD) Sector Eléctrico y
Petroquímico
Recuperación
Normal Butano
Gasolina Natural
38
correspondientes tubos, con válvulas para aspiración o impulso o ambas cosas a
la vez, según su clase. Unidad que se usa en la industria para incrementar la
presión de los líquidos, con el fin de trasladarlos a través de tuberías en función
de la energía potencial. (Martínez y Velásquez 2006, pág. 44).
Los principales tipos de bombas son: centrífuga, alternativas, rotatorias
y de diafragma.
• Compresor: maquinaria que se utiliza para aumentar la presión del gas natural,
con el fin de transportarlo por medio de tuberías, inyectarlo en yacimientos o para
extraerle los componentes pesados que contiene. (Martínez y Velásquez 2006,
pág. 75).
Los tipos de compresores más utilizados son los centrífugos y los
alternativos.
2.4. Ecuaciones de estado.
Según Martínez (2006, pág. 23), las ecuaciones de estado se emplean para
correlacionar datos de P-V-T y calcular las diferentes propiedades físicas y
termodinámicas de los sistemas de hidrocarburos en un amplio intervalo de valores de
presión y temperatura. El rango de aplicación ha venido cambiando a medida que el
hombre ha perforado yacimientos de más alta presión. Con el aparecimiento de los
computadores y el desarrollo de simuladores, tales ecuaciones han tenido un uso y
aplicación cada vez mayor. El usuario deberá verificar con anticipación la confiabilidad
de cada una de estas ecuaciones.
Las principales ecuaciones de estado son las siguientes:
• Ecuación de Van der Waals.
• Ecuación de Berthelot.
• Ecuación de Wohl.
• Ecuación de Esferas Duras.
• Ecuación de Hall y Yarborough.
39
• Ecuación de Beattie-Bridgeman.
• Ecuación de Benedict-Webb-Rubin.
• Ecuación de Redlich-Kwong (R-K).
• Ecuación de Soave-Redlich-Kwong (SRK).
• Ecuación de Peng Robinson (PR).
De las cuales SRK y PR son las más empleadas para modelar el comportamiento
del gas natural.
2.5. Diagrama de fases.
Es el procedimiento técnico que se sigue para conocer el estado de una mezcla de
hidrocarburos a determinadas condiciones de presión y temperatura. En la
termodinámica y en la ciencia de los materiales se conoce como diagrama de fases a
la representación gráfica de las fronteras entre los diferentes estados de la materia de
un sistema, en función de variables elegidas para facilitar el estudio del mismo.
2.5.1. Diagrama de fases de una sustancia pura.
Es un lugar geométrico, representado por una línea que describe la condición, a
partir de parámetros conocidos, a la cual un monocomponente se encuentra en un
estado definido: líquido, sólido, gaseoso. Los diagramas de fase más sencillos son los
de presión - temperatura. El más común de los ejemplos que se suele emplear es el
agua. En el eje de ordenadas se coloca la presión y en el de abscisas la temperatura.
Generalmente, para una presión y temperatura dadas, el cuerpo presenta una única
fase excepto en las siguientes zonas:
• Punto triple: En este punto del diagrama coexisten los estados sólido, líquido y
gaseoso. Estos puntos tienen cierto interés, ya que representan un invariante y
por lo tanto se pueden utilizar para calibrar termómetros.
40
Figura 2. Diagrama de fases del agua. Fuente: (www.wikipedia.com).
• Los pares (presión, temperatura) que corresponden a una transición de fase
entre:
• Dos fases sólidas: Cambio alotrópico;
• Entre una fase sólida y una fase líquida: fusión - solidificación;
• Entre una fase sólida y una fase vapor (gas): sublimación - deposición (o
sublimación inversa);
• Entre una fase líquida y una fase vapor: vaporización - condensación (o
licuefacción).
Es conveniente señalar que la curva que separa las fases vapor-líquido se detiene
en un punto llamado “punto crítico”, por encima del cual, la materia se presenta como
un fluido supercrítico que con propiedades semejantes, tanto de los líquidos como de
los gases. Al cambiar la presión y temperatura en el sector ubicado alrededor del punto
crítico se producen reacciones que pueden tener aplicación - por ejemplo - para
obtener café descafeinado.
41
Se debe anotar además que, en el diagrama PV del agua, la línea que separa los
estados líquido y sólido tiene pendiente negativa, lo cual es algo bastante inusual. Esto
quiere decir que aumentando la presión el hielo se funde, y también que la fase sólida
tiene menor densidad que la fase líquida. Esto es, especialmente importante para
apreciar la flotabilidad del hielo en el agua y la presencia de los “icebergs” en el mar.
Figura 3. Diagrama de fases del propano. Fuente: González (2010).
2.5.2. Diagrama PVT.
Los diagramas PVT son la representación en el espacio tridimensional Presión -
Volumen específico - Temperatura, de los posibles estados de un compuesto químico.
En el espacio PVT se configura una superficie discontinua, que se debe a las
alteraciones que sufre el compuesto al cambiar las condiciones de presión y
temperatura. Estas son las variables independientes en los estudios y cálculos
termodinámicos, que se adoptan como tales, por la relativa sencillez de su medida. Las
superficies delimitan la fase sólida, la fase líquida y la fase gaseosa. Nótese que para
una fase dada P, V y T están relacionados por la ecuación de estado (tal como la
0
100
200
300
400
500
600
700
-100 -50 0 50 100 150 200 250
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
42
ecuación de los gases perfectos o la ley de deformación elástica para los sólidos). Al
considerar un parámetro adicional, “n”, se dispone de la cantidad de sustancia
necesaria para que no existan zonas prohibidas en el diagrama variando
simultáneamente P, V y T.
Figura 4. Diagrama PVT para un componente puro. Fuente: (www.wikipedia.com).
2.5.3. Diagrama de fases para yacimientos de hidrocarburos.
De acuerdo con los planteamiento de Craft y Hawkins (1977): la mayoría de los
campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas
condensado/petróleo volátil, asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la
importancia de estudiar estos yacimientos aplicando las mejores técnicas de ingeniería
para optimizar la recuperación de este recurso no renovable.
El diagrama de fases es sumamente importante al descubrir un yacimiento, porque
se debe conocer el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el
yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases y parámetros de
caracterización fundamentales como la relación gas-líquido (GOR o RGP de petróleo o
condensado), gravedad API y otros.
43
De ordinario se dice que, a mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de
hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de
alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, rico o seco). Al producir estos
yacimientos los fluidos producidos en la superficie son el resultado de los cambios
termodinámicos que sufre la mezcla original en su trayectoria desde el yacimiento
hasta el sistema de separación en la superficie; de allí la importancia de estudiar, con
detenimiento, el diagrama de fases y el comportamiento de los fluidos.
2.5.3.1. Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos.
El cuerpo académico universitario, de manera clásica, acostumbra a utilizar el
diagrama de fases originalmente presentado por Craft y Hawkins en su libro: Ingenieria
aplicada de yacimientos petrolíferos, traducción de Ramiro Pérez P. (1977, pág. 91),
(Ver Figura 2.5), en el cual se observa la envolvente de fases que resulta de unir las
curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío.
Figura 5. Diagrama de fases de mezclas de hidrocarburos. Fuente: Craft and Hawkins
(1977).
44
Como se explica en las definiciones teóricas, “en los puntos de burbujeo el sistema
(mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad
infinitesimal (burbuja) de gas. En los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase
gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido”.
Al valor de presión y temperatura donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se
le denomina punto crítico, en el cual, las propiedades intensivas (aquellas que no
dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas.
La envolvente descrita por el lugar geométrico de los puntos de rocío y de burbujeo
divide el diagrama en tres regiones: la del líquido, situada a la izquierda de la
temperatura crítica y fuera de la envolvente; a la derecha de la temperatura crítica y
fuera de la envolvente, y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y
donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido a cualquier condición de presión y
temperatura. En esta sección se describen las líneas de isocalidad que también
convergen al punto crítico y representan los puntos de igual porcentaje volumétrico de
líquido en la mezcla líquido-gas. Así, las curvas de burbujeo y de rocío son líneas de
100% y 0% de líquido, respectivamente.
El diagrama de fases es característico de una mezcla dada de hidrocarburos. Al
cambiar cualquier componente de la mezcla, también se altera la envolvente y, por lo
tanto, el comportamiento del sistema. Se puede observar que los puntos de burbujeo
aumentan a medido que aumentan los componentes pesados de la mezcla.
La Figura No. 2.5 pareciera corresponder a una mezcla artificial, por la exactitud y la
simetría de los porcentajes estudiados, en el campo es muy difícil encontrar una
muestra como la anteriormente analizada. La Figura No. 2.6, representa una
envolvente real, tal como viene del campo. En ella se agrega la posición del
cricondentérmico, del cricondenbárico y la curvas de isocalidad. Observe que, a la
mitad del diagrama, apenas se consigue un 6% de líquido en el sistema.
45
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
N2 0.2340CO2 4.8149C1 74.1200C2 10.5653C3 6.4419
i-C4 1.0000n-C4 1.6660i-C5 0.4210n-C5 0.3350C6 0.2060C7 0.1140C8 0.0540C9 0.0220C10 0.0060
Totales ...........100.000
% MolarComponente * Pto. Crítico
* Cricondentérmico
* Cricondenbárico
Muestra99% Gas95% Gas85% Gas60% Gas
Puntos de rocío
Puntos deburbujeo
Gas
Líquido
Dos Fases
Figura 6. Diagrama de fases de una muestra de gas natural. Fuente: González (2010).
2.6. Cromatografía.
La cromatografía de fase gaseosa es un método de separación que se emplea para
caracterizas las mezclas complejas. Es un conjunto de técnicas basadas en el principio
de retención selectiva, cuyo objetivo es separar los distintos componentes de una
mezcla, con el fin de identificar y cuantificar la cantidad de cada uno de los
componentes que están presentes.
Al estudiar las diferentes técnicas cromatográficas se describe una fase móvil que,
en el caso de la cromatografía de fase gaseosa, consiste en un fluido (helio, nitrógeno o
hidrógeno) que arrastra la muestra a través de una columna que, a su vez contiene la
fase fija o estacionaria, que consiste de un sólido normalmente mojado por un líquido
que adsorbe o retiene de manera selectiva a cada uno de los componentes, facilitando
la separación. Los componentes de la mezcla interaccionan en distinta forma con la
fase estacionaria y se van separando. Después de que los componentes hayan pasado
por la fase estacionaria, se separan y llegan al detector que genera una seña, con la
cual se puede determinar de qué componente se trata y la cantidad de dicho
componente que está presente al la mezcla.
46
2.6.1. Cromatografía de fase gaseosa.
La cromatografía de fase gaseosa es una técnica en la cual la muestra (que
originalmente puede estar en fase líquida, sólida o gaseosa) se volatiliza al inyectarla en
una puerta de inyección sometida a calentamiento, punto en el cual el gas portador
arrastra la muestra ya volatilizada para introducirla en una columna cromatográfica,
donde se separa en cada uno de sus componentes. El gas portador o fase móvil es un
gas inerte (normalmente helio, hidrógeno o nitrógeno). A diferencia de los otros tipos de
cromatografía, la fase móvil no interacciona con los componentes de la muestra; su
única función es la de transportar la muestra a través de la columna. Por eso el analista
se debe asegurar de que el gas portador sea inerte, puro y seco. La Figura 2-7 presenta
un esquema simplificado de un cromatógrafo de gases.
Horno con control de temperatura
Gas portador
Regulador de presión
Regulador de flujo
Divisor de flujo
Microjeringa
Septum
Registrador
DAC
Rotámetro
Electrómetroo puente
Detector
Ordenador
Columna
Figura 7. Diagrama de un cromatógrafo de gases. Fuente: González (2010).
2.6.1.1. Gas portador.
El gas portador, también conocido como “gas de arrastre” tiene funciones
específicas que debe cumplir:
• Debe ser inerte para evitar interacciones, tanto con la muestra como con la fase
sólida estacionaria, por eso debe estar complemente deshidratado.
47
• Debe ser puro, para evitar que las impurezas que contenga, aparezcan en la
muestra analizada y confundan al analista. En ocasiones se requiere de alta
pureza para evitar que una pequeña cantidad de metano (Por ejemplo) saque el
fluido de especificaciones.
• Debe ser económico de fácil acceso y adaptado al detector que se emplea.
El gas utilizado en los laboratorios por lo general se almacena en garrafas o
bombonas, pero se puede obtener mediante el empleo de un generador, especialmente
en el caso del nitrógeno y del hidrógeno. Al utilizar hidrógeno, se debe ser muy
cuidadoso y mantener rígidamente las normas de seguridad.
El sistema de manómetros y reguladores de flujo garantiza un flujo estable. También
se recomienda interceptar el gas portador con un cilindro relleno de mallas moleculares,
para garantizar que esté completamente deshidratado.
Por lo general la regulación de la presión se hace a dos niveles: un primer
manómetro se sitúa a la salida de la garrafa que contiene el gas portador y
seguidamente otro manómetro, ubicado a la entrada del cromatógrafo, donde se regula
el flujo. Las presiones de entrada varían entre 80 y 110 lpc (psi), dependiendo del tipo y
longitud de la columna que se emplee. Los caudales se gradúan hasta conseguir la
operación satisfactoria y eficiente de los cromatógrafos.
La pureza de los gases es sumamente importante, se requieren niveles 4.5 ppmv
omayores es decir 99.995 a 99,9995 % de pureza, inicialmente aceptable, pero en
ocasiones es obligante llegar a un 99,9999 para entrar en las especificaciones
internacionales. En ocasiones se necesita la instalación de filtros. Por ejemplo es
común utilizar un filtro de limaduras de hierro para retener los componentes sulfurados y
evitar la destrucción del detector de conductividad térmica, por efectos de la corrosión.
2.6.1.2. Sistema de inyección de la muestra o puerta de inyección.
La inyección de la muestra es un aspecto de gran importancia, en razón de lo cual
se requiere de los siguientes aspectos:
48
• Para que se pueda hacer el análisis la muestra se debe vaporizar totalmente, por
ello la temperatura de la puerta de inyección debe estar por encima del punto de
burbujeo.
• Para inyectar la muestra se emplea una micro jeringa, con la cual se pueden
inyectar cantidades menores de un microlitro. Cuando se emplean columnas
capilares de debe utilizar, además, un separador o “splitter” para seleccionar una
centésima parte de la cantidad inyectada
• La puerta de inyección debe estar provista de un ”septum” que, a pesar de que
es atravesado por la aguja no expulsa la muestra que se le inyecta al equipo.
• Para garantizar la exactitud en el tamaño de la muestra se emplea un lacito o
“loop” compuesto por un tubito capilar con el cual se mide con exactitud la
cantidad de la muestra que se desea inyectar.
CALIENTE
CALIENTE COLUMNA
GAS DETRANSPORTE
Séptum• Vaporización instantánea.
• Temperatura más alta que elpunto de burbujeo de la muestra.
Figura 8. Esquema de la puerta de inyección de un CG. Fuente: Martínez (2000).
2.6.1.3. Columnas y sistemas de control de temperatura.
En Cromatografía de Fase Gaseosa (CG) la columna es uno de los componentes
más importantes del equipo, y se encarga de garantizar la separación de los
49
componentes que se analizan. Dos tipos de columnas se consiguen en el mercado:
rellenas y capilares.
Columnas rellenas. De longitud entre 3 y 4 mts. Aunque se pueden encontrar
columnas rellenas de mayor tamaño y, también, más pequeñas. El relleno es variable,
normalmente configurado con una fase sólida parecida a un puñado de arena de playa,
y una fase líquida que moja la fase sólida y se responsabiliza de la separación de los
componentes. En los comienzos de la CG las columnas se construían de muchos tipos
de materiales (cobre, aluminio, vidrio, etc) pero ahora prácticamente todas son de
plástico o de acero inoxidable.
Columnas capilares: de longitud en el orden de los 50 mts. ciertamente parecidas a
un cabello, la pared interna del capilar está recubierta con la fase líquida, responsable
de la separación.
Las columnas, tanto rellenas como empacadas se enrollan en un tubo de 3 o 4
pulgadas, dependiendo del tamaño del horno para que formen un rollo de fácil
ubicación dentro del horno.
El horno, es la unidad del equipo encargada de lograr la temperatura requerida para
separar los componentes de la muestra en el menor tiempo posible, garantizando que
los picos, representativos de los diferentes componentes identifiquen plenamente cada
uno de los componentes. Dentro del horno se ubican las columnas en el número y con
la preparación necesaria para hacer la partición requerida.
La temperatura es una variable importante en la operación cuya utilización depende
de diferentes factores, tales como:
• El trabajo que se desea hacer y la necesidad de calentar la muestra hasta la
separación total de cada uno de sus componentes.
• Puede ser isotérmica o programada, dependiendo de si se trata de
cromatógrafos en línea o para operaciones de un laboratorio.
50
• La máxima temperatura depende de la fase líquida de la columna. Cuando la
columna se calienta por encima del punto de burbujeo de la fase líquida, se
destruye. El analista empieza a ver el aparecimiento de muchos picos de
pequeño tamaño conocidos en el ambiente como “sangramiento de la columna”.
Es común el empleo de temperaturas isotérmicas en los cromatógrafos en línea
porque, de esa manera, la insrumentación es más sencilla y confiable. En los
cromatógrafos de laboratorio se puede programar la temperatura para que los
resultados se obtengan en el menor tiempo posible y con la mayor precisión.
2.6.1.4. Detectores.
El detector es la parte del cromatógrafo que se encarga de indicar el momento en
que salen los componentes ya separados de la columna y genera una señal que se
graba en forma de pico. La serie de picos representativos de cada uno de los
componentes integran el cromatograma, en el cual se apoya el analista para hacer el
informe respectivo. Los principales parámetros que identifican esta parte del equipo son
los siguientes:
• Sensibilidad: se dispone de sensibilidades entre 10-8 y 10-15 g/s de la muestra.
• Respuesta lineal con un rango variable.
• Tiempo de respuesta, depende de la longitud de la columna, el número de
columnas instaladas en serie, el caudal de gas portador, entre otros, El tiempo
de respuesta puede variar entre 4 y 30 minutos, en los casos más comunes
• Intervalo de temperatura de trabajo amplio, por ejemplo desde la temperatura
del ambiente hasta unos 350-400ºC, dependiendo del punto de burbujeo de la
fase líquida de la columna.
• Estabilidad y reproducibilidad, es decir, a cantidades iguales de una muestra
debe producir señales iguales, para las mismas condiciones de trabajo del
equipo cromatográfico.
• Alta sencillez y confiabilidad, Los fabricantes tratan de producir equipos que
puedan ser utilizados en forma segura por analistas que comienzan o que no
tienen una gran preparación científica.
51
• Respuesta semejante para muestras iguales.
• Respuesta selectiva y altamente predecible para un reducido número de
muestras. El analista se prepara para predecir cuánto aparecerá el resultado en
el grabador, así como, para interpretar las respuestas.
Algunos tipos de detectores:
• Detector de ionización de llama (FID, Flame Ionization Detector). Este detector
quema la muestra, en razón de lo cual no puede visualizar los productos que no se
quemen, como el agua, CO2, N2, entre otros.
• Detector de conductividad térmica (TCD, Thermal Conductivity Detector). Es el más
común de los detectores, capaz de visualizar todos los componentes, con
sensibilidades aceptables.
• Detector termoiónico (TID, Thermoionic Detector). No se emplea en el análisis
rutinario del gas natural.
• Detector de captura de electrones (ECD, Electron-Capture Detector). De uso común
para el análisis de pesticidas
• Detector de fotometría a la llama. Se emplea para detectar compuestos de azufre
en el gas natural.
• Detector de emisión atómica (AED, Atomic Emission Detector). No se emplea en
análisis rutinario de mezclas de hidrocarburos.
Los detectores que normalmente se emplean en el análisis de mezclas de
hidrocarburos son el de conductividad térmica (DCT) y el de ionización a la llama (FID).
Los equipos modernos suelen traer ambos detectores para trabajar simultáneamente,
aprovechando así las ventajas de cada uno de ellos.
El detector de fotometría a la llama (PFD), es importante a los efectos del estudio se
emplea para detectar componentes que contengan fósforo o azufre, es el caso de los
compuestos sulfurados normalmente presentes en el gas natural. En este detector se
hace pasar el gas que se analiza por una llama hidrógeno/oxígeno donde el azufre se
52
convierte en S2, con emisión a λ = 394 nm. Dicha radiación emitida se detecta con un
fotómetro adecuado. Se han podido detectar otros elementos, como fósforo y algunos
halógenos, nitrógeno, estaño, germanio y otros.
FID
TCD
Figura 9. Vista de los detectores TCD y FID, instalados en un cromatógrafo. Fuente:
SIMSA (2009).
Cuando los laboratorios no tienen en sus equipos un detector de compuestos
sulfurados se suele medir el contenido de H2S, el más común de los sulfurados, con
tubos Dragger.
2.6.1.5. Columnas y tipos de fases estacionarias.
• Columnas rellenas.
Las columnas rellenas o empacadas consisten en unos tubos plástico o de acero
inoxidable de 2 a 3 metros y un diámetro interno de unos pocos milímetros, típicamente
de 2 a 4 (1/8” y ¼”). El interior se rellena con un material sólido, finamente dividido
parecido a la arena de playa, para tener una máxima superficie de interacción, el cual
se recubre con una capa de espesores entre 50 nm y 1 µm de un líquido absorbente
capaz de retener momentáneamente los diversos componentes que se analizan,
conocida como “fase líquida de la columna”. Para colocarlas en el horno las columnas
se enrollan utilizando un tubo de 3” o 4”.
53
El tamaño de la columna debe ser tal que permita la separación de todos los
componentes en el menor tiempo posible. No obstante, cuando más larga sea la
columna mayor será la presión requerida del gas portador para vencer la caída de
presión. Una presión normal será del orden de 80 a 120 lpc.
• Columnas capilares.
Se construyen con tubos capilares de 150 a 300 pies de longitud en los cuales la
pared interna se ha recubierto con una finísima capa de fase estacionaria. Las
columnas SCOT tienen en su parte interna una fina capa de material absorbente como
el empleado en las columnas rellenas (tierra de diatomeas) donde se ha adherido la
fase estacionaria. Las ventajas de las SCOT frente a las WCOT es la mayor capacidad
de carga de esta última, ya que en su fabricación se emplean mayores cantidades de
fase estacionaria, por ser la superficie de intercambio mayor. Por orden de eficacia, en
primer lugar están las WCOT, luego las SCOT y por último las columnas rellenas.
2.6.1.6. Aplicaciones.
Las aplicaciones de la cromtatografía de fase gaseosa son muy amplias, a
continuación mencionaremos algunas: análisis de medicamentos, calidad del aire y del
agua, bebidas alcohólicas, calidad de productos industriales, etc. No obstante, a los
efectos de este trabajo la principal aplicación es el análisis de mezclas de hidrocarburos
haciendo énfasis en la necesidad de que la muestra esté bien analizada, de tal manera
que se pueda predecir el comportamiento del sistema con bases en el reporte que
entrega el laboratorio.
2.6.1.7. Técnicas de montaje.
La preparación del procedimiento para realizar un análisis empieza con la elección
de la fase móvil, los tiempos de retención, que estarán dados exclusivamente por las
condiciones particulares de la columna (fase estacionaria) frente al equipo. La
54
temperatura se puede utilizar de manera isotérmica o programada, dependiendo del
sitio donde se estén recogiendo las muestras y de las aplicaciones.
La elección del gas portador dependerá del tipo de detector, un detector de
conductividad térmica trabaja con un solo tipo de gas (ej. helio) mientras que el detector
de ionización a la llama requiere del gas portador, hidrógeno y aire, para mantener la
llama encargada de ionizar la muestra, la elección de la columna dependerá de la
polaridad y de los compuestos por separar, el detector dependerá del tipo de
compuestos que se analicen.
Antes de disponer de un método de análisis seguro y confiable se requieren de
muchas horas de trabajo en un laboratorio. La elección del gas patrón es fundamental
en el desarrollo de la técnica. La estabilización de la línea base es fundamental para
establecer un método. Tradicionalmente esto obligada al empleo de dos columnas
para obtener una línea de base estable y confiable,en los equipos modernos estos
problemas se han minimizado.
Con el empleo de esta técnica se pueden apreciar cantidades de un componente del
orden de los nanogramos (con el detector de conductividad térmica) y de los
picogramos (cuando se emplea el detector de ionización a la llama). Los equipos
modernos suelen emplear ambos detectores simultáneamente y derivan lo mejor de
cada uno de ellos.
Al comienzo, la única manera de cuantificar la presencia de cada componente en la
mezcla obligaba a medir el área del pico utilizando planímetros, integrados mecánicos
y hasta se hizo el trabajo recortando el pico correspondiente y pesando el papel en una
balanza de precisión. Actualmente los cromatógrafos están provistos de integradores
electrónicos de gran eficiencia con los cuales se reporta el área del pico y el porcentaje
correspondiente del componente que se analiza. Todas las correcciones o ajustes, que
antes se hacían manualmente, ahora los hace el computador que viene acoplado al
cromatógrafo.
55
2.7. Técnicas de muestreo para análisis de gas natural.
Las técnicas de muestreo tienen una importancia primordial en el alcance de esta
investigación, porque –a medida que se ha ido desarrollando el trabajo y en la
secuencia del análisis de fallas – se van detectando errores que inciden directamente
sobre el comportamiento del diagrama de fases.
2.7.1. La muestra.
De acuerdo con INPELUZ (2009): la muestra es el resultado de la operación que se
realiza al remover una porción de un material a granel para hacer el análisis, de tal
forma, que la porción sea representativa de las propiedades físicas y químicas de todo
el material. Es decir, a pesar de que, para hacer un análisis cromatográfico se emplea
un microlitro, o menos, de una substancia o 0,25 cc de gas natural, el resultado debe
ser representativo de toda la mezcla. Para hacer el análisis se utiliza una cantidad muy
grande de un compuesto del cual solamente se emplea una porción infinitesimal.
2.7.1.1. Clasificación.
El aspecto más importante para aceptar la validez de un análisis es la
representatividad de la muestra, un aspecto que, a los efectos de esta investigación
cobra una importancia primordial.
Según INPELUZ (2009), las muestras se clasifican en muestras representativas y
muestras no representativas.
Muestra representativa:
• Tiene igual composición que el material aunque este último debe ser
considerado como un todo homogéneo.
• Contiene todo lo que tiene el producto al momento de tomar la muestra.
• La porción extraída del volumen total contiene los mismos constituyentes y en
igual proporción en que están presentes en el volumen total.
56
• Las predicciones que se realizan con muestras representativas tienen un alto
grado de confiabilidad.
Muestra no representativa:
• Se ignora la importancia del tema y, en consecuencia, se procede sin un método
riguroso de nivel científico.
• Se emplea recipientes contaminados para realizar el muestreo o se detectan
deficiencias en el trabajo realizado.
• Se le asigna el trabajo a personal que, no tenga el entrenamiento adecuado o
bien que se resista al cumplimiento de las normas de obligatorio cumplimiento.
• El muestreo se lleva a cabo con presiones y/o temperaturas inestables.
• No se anotan los parámetros de presión y temperatura en el momento en que se
toma la muestra.
• El analista cierra parcialmente la válvula del cilindro de muestreo y condensa la
muestra.
• No se limpia bien las tuberías de drenaje o el cilindro de muestreo antes de
tomar la muestra.
• No se certifica la calidad de la muestra mediante el desarrollo de un balance de
materiales o el diagrama de fases correspondiente.
2.7.2. Muestreadores de gas. Cilindros de alta presión.
De acuerdo con INPELUZ (2009): existen varios tipos y tamaños de cilindros para el
muestreo, transporte y almacenaje de muestras de gas. Estos cilindros están fabricados
de acero inoxidable, permiten presiones máximas de trabajo de 12.000 psi. a 300 °F,
volúmenes de 500 cc., y vienen equipados con válvula de aguja para mayor seguridad.
Es común el empleo de cilindros de alta presión, de acero inoxidable, con presiones de
trabajo de 1800,oo psi para la recolección de muestras de gas y cilindros, también de
acero inoxidable, más grandes que los anteriores que permiten presiones de trabajo de
5.000,oo psi, normalmente empleados para muestras de LPG.
57
Figura 10. Tipos de cilindros para muestras de gas. Fuente: SIMSA (2009).
La factibilidad de cambiar una muestra en el laboratorio es alta, por lo tanto, se
aconseja identificar el cilindro y su contenido de la siguiente forma:
- No. de cilindro. - Estado.
- Presión. - Temperatura.
- Fecha. - Compañía.
- Hora. - Lugar del muestreo.
- Identificación de la muestra. - Persona que tomó la muestra.
Figura 11. Identificación de la muestra de gas. Fuente: INPELUZ (2009).
58
2.7.3. Tipos de Muestreo.
Según INPELUZ (2009): dependiendo del lugar donde se tomen las muestras
(espacios o áreas cerradas, riesgos de explosión, sistemas de baja presión, etc.), estos
pueden ser:
• Muestreo al vacío: para este tipo de muestreo los cilindros son evacuados y
sellados con una mínima presión de vacío. Es una técnica muy recomendada,
pero los recolectores de muestras, tienden a obviar el procedimiento.
• Muestreo por desplazamiento: para este tipo de muestreo, los cilindros solo
son evacuados y sellados con aire en su interior. Este muestreo no es
recomendable en primera instancia, por razones de seguridad, especialmente
cuando se trabaja en lugares cerrados ó donde existan riesgos de explosión así
como en sistemas de baja presión, debido a que su principio está basado en
circular el gas de muestreo a través del cilindro y ventearlo al medio ambiente. A
pesar de ello, es la técnica que comúnmente se emplea.
En los casos, que se observe en el punto de toma ó muestreo manchas o evidencias
de formación de líquido (petróleo o condensado) es conveniente tomar la muestra de
gas con un separador portátil con el propósito de separar las fases y garantizar así la
representatividad de la muestra. En este caso, se recomienda que el personal esté
entrenado en todo lo relativo al comportamiento de fases y la condensación de los
fluidos por efectos de la presión y temperatura a la cual se trabaja.
Lo anterior puede ocurrir, cuando existen altas presiones en el sistema o cuando la
temperatura del sistema es considerablemente mayor que la temperatura atmosférica, y
el gas contiene grandes porciones de componentes pesados. La rápida reducción de la
presión cuando el gas entra en el cilindro puede causar la formación de líquido. Por lo
tanto, la acumulación de líquido en el cilindro muestreador durante el proceso de purga
podría conducir a obtener una muestra no representativa. El empleo del diagrama de
fases, objeto de esta investigación, tiende a demostrar lo que ocurre.
59
Figura 12. Muestreo de gas con separador portátil. Fuente: INPELUZ (2009).
2.7.3.1. Procedimiento para el muestreo al vacío: según INPELUZ (2009), se realiza
de la siguiente manera:
• Se debe verificar la presión y la temperatura del punto de toma ó de muestreo
(punto en el cual puede tomarse una muestra representativa de gas).
• Establecer y mantener una mínima purga en el punto de toma, garantizando que
se ha limpiado el “tubing” que conecta el sitio de muestreo con el cilindro, de tal
manera que la muestra no contenga impurezas.
• Se debe conectar un extremo de la línea de muestreo al punto de toma y
continuar la purga. Este procedimiento se repite varias veces, para garantizar
que la muestra sea representativa.
• Continuar la purga y conectar el otro extremo de la línea de muestreo a la válvula
de entrada del cilindro.
• Abrir la válvula de entrada del cilindro.
• Incrementar la purga hasta que la presión del sistema sea igual a la presión
dentro del cilindro.
• Abrir la válvula de salida del cilindro y purgar por 1 seg., luego cerrar la válvula.
• Reducir la presión del sistema a una purga mínima, cerrar la válvula de entrada
del cilindro y desconectar la línea de muestreo del cilindro.
60
• Desconectar la línea de muestreo del punto de toma y cerrar el sistema, teniendo
cuidado de ventear previamente los tubos presurizados, para evitar accidentes.
2.7.3.2. Procedimiento para el muestreo por desplazamiento: según INPELUZ
(2009), se realiza de la siguiente manera:
• Verificar la presión y temperatura del punto de toma ó muestreo (punto en el cual
puede tomarse una muestra representativa de gas).
• Establecer y mantener una mínima purga en el punto de muestreo, para limpiar
el sistema con el gas que se va a analizar, evitando que la muestra contenga
componentes extraños.
• Conectar un extremo de la línea de muestreo al punto de toma y continuar la
purga.
• Continuar la purga y conectar el otro extremo de la línea de muestreo a la válvula
de entrada del cilindro.
• Abrir las válvulas de entrada y salida del cilindro.
• Incrementar la purga y circular gas de la muestra a través del cilindro por espacio
de 2 min. ó más con el propósito de desplazar o remover el aire contenido en el
cilindro y cualquier otra impureza.
• Cerrar la válvula de salida del cilindro.
• Continuar la purga hasta que la presión del sistema sea igual a la presión dentro
del cilindro.
• Reducir la presión del sistema a una purga mínima, cerrar la válvula de entrada
del cilindro y desconectar la línea de muestreo del cilindro.
• Desconectar la línea de muestreo del punto de toma y cerrar el sistema.
• Identificar el cilindro y su contenido.
2.7.4. Medición de contaminantes en el gas natural con bombas Dräger.
Como se mencionó anteriormente, el gas natural puede contener en varias
cantidades gases no hidrocarburos, como dióxido de carbono (CO2), sulfuro de
61
hidrógeno (H2S, ácido sulfhídrico), vapor de agua, COS, CS2, mercaptanos, etc.
Normalmente, estos componentes son medidos mediante la utilización de tubos Dräger.
El sistema de medición de gases con tubos Dräger, consta de una bomba, para
succionar la muestra y un tubito Dräger, de vidrio para medir los contaminantes que
están presentes en el gas natural. De esa manera, la bomba y el tubo constituyen
básicamente la unidad de muestreo.
2.7.4.1. Procedimiento para la medición de contaminantes en el gas natural, con
tubos Dräger: de acuerdo con INPELUZ (2009), el procedimiento de medición
utilizando tubos Dräger es como sigue:
• Verificar la presión y temperatura del punto de toma ó muestreo (punto en el cual
puede realizar una medición representativa del gas).
• Establecer y mantener una mínima purga en el punto de muestreo.
• Conectar un extremo de la línea de muestreo al punto de toma y continuar la
purga.
• Tomar una ampolla o tubo Dräger (de acuerdo al gas que se requiera medir) y
romper las puntas del tubo en el abridor o cortador de tubos de la bomba.
• Insertar firmemente el tubo Dräger en la cabeza de la bomba (la flecha (→) en el
tubo debe señalar hacia la bomba).
• Conectar uno de los extremos de la línea de dos salidas (manguera) al tubo
Dräger.
• Aspirar o succionar la muestra de gas a través del tubo Dräger presionando en la
parte posterior de la bomba (el número de carreras o las veces que se presiona
la bomba varía de acuerdo a la concentración del gas que se está midiendo). El
tiempo para realizar una carrera o embolada es de 10 a 20 seg. Establecer y
mantener una mínima purga en el punto de muestreo.
• Dependiendo de la concentración del contaminante en el gas natural que se está
midiendo, la coloración del tubo Dräger cambiará hasta cierta longitud, lo cual
representa el grado de contaminación. Por ejemplo, en el caso de medición de
H2S el tubo Dräger cambiará de crema a marrón pardo y en el caso de vapor de
62
agua cambiará de marrón claro a turquesa, indicando la cantidad medida en
partes por millón (ppmv)
• Leer y registrar de acuerdo a la escala, la longitud de la coloración, indicando los
ppm, el % vol ó los mg/L.
• Cerrar la válvula del punto de muestreo y retirar el tubo (manguera) y conexiones
adicionales.
Figura 13. Bomba y tubos Dräger para la medición de gases. Fuente: INPELUZ (2009).
2.8. Simuladores de proceso.
Actualmente existen en la industria petrolera y del gas natural, simuladores
comercialmente probados y con un alto grado de aceptación, los cuales permiten
evaluar de forma rápida equipos y plantas de procesos. Estos simuladores poseen
modelos termodinámicos tales como: Peng-Robinson, Soave Redlich Kwong, Redlich
Kwong, Wilson, Lee Kesler Plocker, entre otros, los cuales permiten reproducir el
comportamiento del sistema en estudio. En esta investigación se utilizaron los paquetes
de simulación PROII y HYSYS para la realización de los diagramas de fases
correspondientes a las muestras en estudio.
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de investigación. Según el tipo de datos recolectados la investigación atenderá a las especificaciones
de un estudio descriptivo - explicativo, ya que se describen todos los procedimientos
inherentes a la toma de las muestras y desarrollo de los análisis cromatográficos de las
muestras, y se analizan e interpretan los diagramas de fases de las mezclas de
hidrocarburos, para la detección de problemas operacionales.
3.2. Metodología empleada.
Para llevar a cabo el estudio se realizó una serie de procedimientos con la finalidad
de alcanzar los objetivos planteados. La secuencia de éstos se detalla a continuación:
3.2.1. Recopilación de la información.
Dentro del estudio de la cromatografía de fase gaseosa para determinar la
composición de los fluidos con los cuales se trabaja, se tomaron en cuenta los
procedimientos para la toma y el análisis de la muestra, así mismo se cuenta con la
data de las cromatografías reportadas en cada caso de estudio.
3.2.2. Elaboración del diagrama de fases.
Para la elaboración del diagrama de fases de los diferentes fluidos en estudio fue
necesario el uso de simuladores comerciales y el análisis y comparación de los
diferentes modelos matemáticos para la selección del modelo que mejor representa el
comportamiento de las mezclas de hidrocarburos en el campo. Dentro de los modelos
matemáticos utilizados podemos mencionar el de Peng Robinson y Soave Redlich
Kwong, ya que son los más utilizados para modelar el comportamiento de los fluidos
manejados en la industria petrolera y de gas natural.
64
3.2.3. Uso del diagrama de fases para detectar los problemas que se presentan en
los equipos y los procesos de la industria de los hidrocarburos.
Para el análisis e interpretación del diagrama de fases correspondiente al fluido que
se analiza, se sigue la siguiente metodología de estudio, tomando en cuenta los
siguientes tópicos:
3.2.3.1. Certificación de la calidad de la muestra.
• Problemas que representa la toma de la muestra. Todo lo que se diga sobre
el comportamiento del fluido que se analiza, está esencialmente vinculado a la
calidad del trabajo que se realiza cuando se toma la muestra, de tal manera que
si disponemos de una mezcla que presenta fallas de origen, mal se puede
garantizar el veredicto.
• Muestras mal tomadas. Muchos son los factores que pueden afectar la calidad
de la muestra que se estudia, no obstante, se mencionarán algunos de ellos, tal
vez los más comunes, que se suelen descubrir cuando se analiza el diagrama de
fases y los resultados no coinciden con lo esperado.
• No se limpió bien el “tubing” que conduce la muestra hasta el cilindro de
muestreo. La mezcla contiene componentes que no son propios y que
alteran el comportamiento. El analista se confunde.
• La cantidad de componentes pesados no son los que realmente hay en el
sitio donde se toma el espécimen. La envolvente presenta temperaturas
de rocío mucho más bajas.
• El líquido perdió componentes volátiles durante la toma de la muestra y el
traslado. El punto de burbujeo se desplaza.
• Las condiciones de presión y temperatura reportadas no son verdaderas.
El ingeniero se confunde.
• No se calentó el cilindro durante el análisis, por lo tanto no representa bien
el comportamiento del sistema.
65
• El H2S reaccionó con las paredes metálicas del cilindro de muestreo y
desaparece o disminuye el porcentaje que estaba presente.
• El operador cerró parcialmente la válvula a la entrada del fluido en el
cilindro. Se condensa líquido – en exceso - dentro del cilindro y el GPM
es mucho más alto que lo debido.
• No se le hizo el vacío al cilindro antes de tomar la muestra y el aire
contenido en el recipiente aparece reportado como si fuera nitrógeno o
metano.
Por lo tanto, al hacer el análisis la persona que interpreta la respuesta debe estar
consciente de los diferentes hechos que alteran los resultados, con el fin de corregirlos
y certificar el trabajo que realiza.
• Detección de fallas - por simple inspección - en el análisis cromatográfico.
Cuando se analiza la composición, después de hacer el estudio cromatográfico, el
analista debería observar los resultados cuidadosamente y hacerse las preguntas que
seguramente se hará la persona que ordenó el trabajo. De esa manera estará en
condiciones de detectar los errores que se descubren por simple inspección.
Es conveniente medir en el campo el contenido de H2S y –si fuere posible –
comprobar la respuesta con el cromatógrafo, utilizando el detector adecuado. Así se
garantiza este parámetro.
Hace ya algunos años los vendedores de equipos cromatográficos empezaron a
organizar los cromatógrafos enviando el agua al detector de ionización a la llama. De
esta manera no se puede detectar la presencia del agua con los equipos modernos,
porque ese detector no detecta lo que no se queme. Si se dispone de un equipo de
vieja data, valdría la pena dejarlo operando para evaluar el contenido de agua con un
detector de conductividad térmica. El porcentaje de cada uno de los componentes será
mucho mejor al analizar la muestra con equipos más modernos, pero el contenido de
agua tendrá mayor credibilidad y permite corroborar la información que se obtiene con
los tubos dragger.
66
Esto indica que no se debe dejar pasar la composición del gas sin incluirle el
porcentaje de agua que contiene el gas. Adicionalmente el ingeniero puede verificar la
cantidad de agua que debería tener si el gas estuviere saturado, lo cual se logra con los
valores de presión y temperatura reportados.
Es conveniente verificar si el GPM del gas reportado incluye el etano, porque esto
puede falsear la verdad en cuanto al contenido de componentes licuables que se le
pueden extraer al gas.
Se sugiere verificar con cuidado si las diferentes fracciones reportadas de cada uno
de los componentes totalizan el 100%.
Al introducir la composición en un computador se puede comprobar que los
parámetros reportados sean correctos. Si el laboratorio realiza esos cálculos
manualmente se pudieran encontrar errores, incluso al momento de reportar las
propiedades que se calculan.
• Contaminantes en la muestra: aire, nitrógeno, agua, componentes sulfurados,
benceno, tolueno, etilbenceno, xileno y componentes pesados.
La presencia de las impurezas en el gas natural altera la composición y el
comportamiento de la muestra; la presencia de aire no siempre se debe aceptar como
un componente propio del gas, con frecuencia se presenta porque no se le hizo el vacío
al cilindro de muestreo y la composición reporta – como nitrógeno – la porción de aire
contenida en el cilindro de muestreo que pasó al cromatógrafo.
Cuando se dispone de dos muestras comparativas, ej.: entrada y salida del gas a un
separador, se puede verificar si el contenido de nitrógeno en ambas muestras se
correlaciona. Siempre el porcentaje de nitrógeno a la salida debe ser ligeramente mayor
que el contenido del mismo componente en la alimentación, porque los componentes
livianos tienden a subir y, por cuanto se ha retirado la porción de líquido que sale por el
67
fondo, el porcentaje molar aumenta en el tope aunque el contenido másico sea el
mismo.
De esto se desprende que el contenido de aire y de nitrógeno pueden aparecer
mezclados, con lo cual el analista se confunde.
El operador debe tener presente que la presencia de nitrógeno en las mezclas de
hidrocarburos tiende a vaporizarla, este caso se produce con frecuencia porque el
nitrógeno se utiliza para inertizar las tuberías cuando se hacen trabajos de campo. En
el estudio de casos se presenta un estudio sobre la tendencia a la vaporización del LPG
cuando se mezcla con nitrógeno.
Agua: al recibir la muestra que envía el laboratorio, es necesario verificar si el
contenido de agua en el gas fue reportado. Generalmente se conoce como “base
seca”, al caso donde no se reporta el agua que contiene el gas y “base húmeda” al
hecho contrario. No obstante es bueno tener presente que siempre es posible eliminar
el agua de la muestra y normalizar la muestra para llevarla a “base seca”. Lo contrario
no siempre se puede garantizar.
• Inclusión del agua y otros componentes en la muestra original. La
normalización de la composición es un hecho simple. Se anota como un
porcentaje fijo lo referente al agua y se multiplican todos los otros componentes
por un valor de corrección (1.0 – fracción de agua). De esa manera toda la
composición vuelve a sumar 100%. Ej. Suponiendo que la muestra ha sido
tomada a una presión de 1000 lpca y temperatura T= 100.0°F, el contenido de
agua sería de 60 lbs/Mm pcn, para un gas saturado, lo cual equivale a 1260
ppm,v. En esta muestra el contenido de agua sería de 0,1260 % y el factor
multiplicador de los otros componentes (1,0 – 0,001260).
• Componentes que, por lo general, no se analizan: (BTEX), componentes de
azufre, monóxido de carbono. En efecto no todos los componentes presentes
en la mezcla de hidrocarburos aparecen en el análisis, las razones pueden ser
muy variadas:
68
El equipo cromatográfico no está en condiciones de reportar los componentes
extraños. Un cromatógrafo se puede construir a un precio razonable para analizar H2S,
COS y CS2, pero resulta muy costoso si uno deseara incluir todos los componentes
sulfurados.
El dióxido de carbono aparece de manera rutinaria en todos los análisis, pero es
muy difícil lograr que se reporte el monóxido de carbono. El analista tendría que bajar la
temperatura del horno, en el equipo cromatográfico, por debajo de la temperatura
ambiente. Para ello se le puede colocar hielo seco al horno y cerrarlo para que baje la
temperatura, no obstante, en los equipos modernos el horno viene tan saturado con la
ubicación de las columnas y otros equipos que no queda espacio libre para almacenar
el hielo seco. Sería necesario colocarle un baño criogénico, de tal manera que se
puede reducir la temperatura al nivel deseado para separar los componentes que
normalmente se superponen.
La serie llamada BTEX, integrada por el benceno, tolueno, etilbenceno y ortoxileno
ya se identifica fácilmente en algunos laboratorios. Para lograr identificar su presencia
solamente se hace necesario que el equipo esté en condiciones de detectarlos. Su
aplicación es interesante a los fines de identificar los contaminantes presentes en el
gas, entre los cuales, el benceno es un cancerígeno de alta peligrosidad.
• Situaciones que pueden afectar la calidad y representatividad del análisis.
Son muchas las razones probables por las cuales las muestras analizadas no son
representativas. La virtud del empleo intensivo del diagrama de fases para garantizar la
calidad de la muestra es que, mediante el empleo de esta técnica, se pueden visualizar
fácilmente los posibles errores que se cometen. A continuación se enumeran algunas
situaciones que pueden conducir a resultados errados:
• Fallas en el calentamiento del cilindro de muestreo. Los analistas suelen
hacer mucha resistencia para calentar el cilindro de muestreo, porque le temen a
una posible explosión. No obstante, si el cilindro no se calienta por encima del
69
punto de rocío del gas la muestra se estratifica dentro del cilindro y el gas que se
analiza no representa a la muestra original cuya composición se desea. El
problema se traslada, entonces, al conocimiento previo del comportamiento del
fluido que se está analizando.
Cuando el individuo está haciendo análisis del gas procedente de un determinado
pozo o yacimiento, fácilmente se acostumbrará a predecir el tipo de fluido que le llega y
la temperatura a la cual se debe calentar la muestra para vaporizarla por completo.
Mientras llega esa experiencia algunas modalidades se pueden emplear para acercarse
a la solución de la interrogante.
Siempre es factible analizar dos veces cada muestra: a) conectando el tope del
cilindro (que generalmente se coloca en forma inclinada y fijado a una base) y, en una
segunda oportunidad, b) conectar el “tubing” por el fondo del cilindro para introducir la
muestra en el cromatógrafo. Si los resultados que se obtienen en ambos casos son
idénticos, la muestra es aceptable. En caso contrario se habrá alterado la composición
de la muestra original, no obstante, se recomienda seguir aumentando la temperatura
hasta lograr un buen resultado. Por cuanto es común tomar dos muestras para hacer un
análisis, se recomienda utilizar el segundo cilindro para analizar en forma definitiva la
composición que se investiga.
Si el analista estudia los análisis que realiza y lleva un registro permanente del
trabajo irá mejorando de manera progresiva la capacidad de respuesta.
• La presión y temperatura en el momento en que se toma la muestra.
Es obvio que, al analizar el comportamiento de un sistema en equilibrio, los valores
de presión y temperatura son determinantes para emitir un veredicto, en razón de lo
cual la persona que toma la muestra debe considerar con mucho cuidado los valores
que anota y la posibilidad de que las cifras no sean correctas. Eso conlleva a verificar la
calibración de los instrumentos cuando se vaya a realizar un trabajo de importancia.
70
En muchas muestras analizadas, al comprobar la intersección de los lugares
geométricos del gas y el líquido que sale del recipiente, por ejemplo, se piensa en la
posibilidad de que los valores reportados no sean correctos. Si la verificación se realiza
inmediatamente después de tomadas las muestras, es posible comprobar y corregir los
errores detectados.
• Arrastre de líquidos con el gas natural. Este es uno de los aspectos que
mayor dedicación ha merecido durante el desarrollo del trabajo, porque sus
consecuencias son económicamente impactantes:
El arrastre de líquidos se puede detectar abriendo una válvula y comprobando que el
gas lleva consigo una cantidad de líquidos importante. No obstante – desde el punto de
vista de las aplicaciones propias de la ingeniería - el estudio del diagrama de fases
tiene menos riesgos y se puede adaptar como una rutina para analizar los diferentes
casos observados.
Son muy variadas las aplicaciones de campo que este aspecto puede tener en el
campo:
a. El arrastre introduce espumaje en las plantas de deshidratación y de
endulzamiento, degrada la solución y genera pérdidas de solución con su
correspondiente impacto económico.
b. Si el separador que protege una planta de compresión está produciendo
arrastre, es muy factible que se destruyan los compresores.
c. No siempre se evalúa el valor de los líquidos que se pierden por arrastre.
Algunos casos donde las pérdidas han sido evaluadas nos indican que un
solo caso pudiera representar pérdidas del orden de los 1000 B/d., de
hidrocarburos líquidos.
• Fallas producidas por la rotura del extractor de niebla. Al analizar las
probables razones por las cuales se genera arrastre de líquidos con el gas
natural, varias posibilidades saltan a la vista.
71
a. La unidad maneja la cantidad de gas originalmente que corresponde al
diseño, pero con una presión mucho más baja. Cuando no se entiende el
comportamiento de los fluidos compresibles hay la tendencia a bajar la
presión conservando el caudal que corresponde a presiones más alta.
Esto incrementa la velocidad crítica dentro del sistema y produce arrastre.
b. El caudal que está manejando el recipiente es demasiado alto, con lo cual
la velocidad crítica también es mayor que la capacidad aceptada por la
unidad.
c. El extractor de niebla está roto. Por cuando el recipiente ha sido diseñado
con un extractor de niebla capaz de trabajar con la velocidad de diseño,
cuando el extractor se rompe, es obvio que se genere arrastre.
Es común que se mida la diferencial de presión en el extractor para
evaluar si está roto, pero los valores del ∆P son tan pequeños que no
siempre hay la seguridad de que se deba parar la planta para cambiar el
extractor. El análisis del diagrama de fases es más expresivo y genera un
grado mayor de seguridad.
En el capítulo IV, correspondiente al estudio de casos se presenta un ejemplo en el
cual, gracias a la rotura del extractor de niebla, se producía un arrastre de tal magnitud
que comprometía la operación de una planta de amina. Al estudiar los diagramas de
fases respectivos se visualizó la posibilidad de que el extractor de niebla estuviera roto
y esto sirvió como base para ordenar un “paro de planta”, abrir el separador y reparar el
extractor de niebla.
• Cambios en la presión y temperatura del separador. Impacto sobre la
calidad de la muestra.
Evidentemente, ya se han presentado evidencias sobre los efectos en el
comportamiento del sistema con los cambios de la presión y la temperatura, pero no
estará sobrando una enumeración de estos hechos:
a. El cambio de la presión de operación tiene efectos notables sobre el
comportamiento del sistema.
72
b. Los cambios en la temperatura tienen un impacto menor. No obstante,
cuando se trata de la conducción de gas natural en las tuberías el
descenso de la temperatura tiende a aumentar la capacidad de
conducción dentro de los mismos valores de diferencial de presión, si se
trata de un gas seco. Cuando el gas es rico, el depósito de líquidos en el
gasoducto reduce la capacidad de conducción del tubo de manera notable
y, adicionalmente, al superar la velocidad de erosión, se puede generar
un oleaje altamente destructivo. Los separadores no están diseñados
para manejar baches de líquido y en todo caso, la presión y la temperatura
del sistema son determinantes para garantizar la confiabilidad y emitir un
veredicto.
c. Para un determinado caudal el incremento de la presión aumenta la
capacidad del sistema, siempre que las paredes del recipiente resistan y
las válvulas de seguridad estén bien graduadas. En su defecto, el
descenso de la presión aumenta el caudal que se maneja y, en
consecuencia, la velocidad de los fluidos dentro del recipiente.
• Posición del punto crítico en el diagrama de fases con respecto a la calidad
de la muestra. Curvas de isocalidad.
Por simple observación del diagrama de fases se puede identificar el tipo de fluido
que representa. El punto crítico del sistema se va moviendo progresivamente de
izquierda a derecha a medida que el fluido se pone más pesado. Adicionalmente la
posición de las curvas de isocalidad nos advierte sobre la cantidad de líquido que se
condensaría al bajar la temperatura del sistema.
Si comparamos el porcentaje de componentes licuables en la mitad del diagrama
podemos apreciar cuán pesada es la mezcla. Un indicador adicional es el lugar
geométrico de los puntos de rocío. El estudioso de esta materia podrá apreciar cuánto
se debe calentar un determinado producto para evaporarlo completamente. Eso lo
73
conducirá a saber si se trata de un gas natural (100-120 °F) o de un petróleo pesado
(400 °F o más).
• Comprobar la veracidad de la procedencia de los fluidos. No es extraño que,
al recibir las muestras que las empresas les entregan a los consultores se tomen
análisis que no pertenecen al sistema al cual se le va a hacer el estudio. La
gente tiende a pensar que todas las muestras son parecidas y que no se puede
detectar su procedencia.
En el estudio de casos se presenta un ejemplo en el cual se va demostrando –
progresivamente - que ni el gas ni el líquido que supuestamente salen del separador
son ciertos y que, en efecto, son muestras tomadas al azar, que no permiten hacer un
trabajo con la representatividad que ello requiere.
De esta manera, el empleo del diagrama de fases, presenta una metodología para
verificar la veracidad de las muestras que se entregan y la posibilidad de hacer un buen
trabajo con la información que las empresas suministran.
• Fallas en la operación de las plantas de deshidratación y endulzamiento.
Los compresores y plantas están precedidos de separadores, los cuales se
encargan de proteger las plantas y equipos y evitar que los líquidos que se separan
destruyan los compresores o saquen las plantas de su operación normal satisfactoria.
El ingeniero debe estar consciente de que un separador no es capaz de manejar
baches de líquido, por ello se recomienda que cuando se hable de la capacidad de un
recipiente, no se diga solamente el caudal de líquido que puede mover por día, sino
también, por minuto; para crearle al operador una visión cierta de la capacidad real del
separador. Ej. un separador que maneje 5.000,oo B/D, solamente puede operar con
3,5 B/min., en el momento que llegue un bache de 20 bls el recipiente no puede
manejarlo y el líquido termina saliendo por el tope del recipiente. Esta es una de las
razones por las cuales se destruyen los compresores sin que el operador advierta las
causas por las cuales se destruyen las unidades.
74
3.2.3.2. Clasificación de las diferentes mezclas de hidrocarburos.
Se conoce como gas seco a una mezcla de hidrocarburos donde predominan el
metano y etano que, adicionalmente, puede contener impurezas como el CO2 el N2 y
un contenido muy bajo de componentes licuables (C3+).
Para calificar una mezcla de hidrocarburos como gas rico o gas seco, normalmente
se utiliza el GPM (contenido de hidrocarburos condensables (C3+), por cada mil pies
cúbicos de gas, medidos a condiciones normales). Este término, normalmente medido
en galones de líquido por cada mil pies cúbicos, se interpreta mejor cuando se expresa
en barriles de líquido por cada millón de pies cúbicos. De esa manera el parámetro
original se convierte en un parámetro que fácilmente indica el valor de los productos
condensables que le pueden extraer al gas natural.
Un gas con un contenido de líquido de 3,0 galones por cada mil pies cúbicos o GPM
= 3,0 es a simple vista un producto valioso por la cantidad de líquido que contiene. Si
la cifra antes mencionada la expresamos como GPM = 71,42 Bls/MM pcn es más fácil
apreciar el valor comercial del gas porque es viable que se pueda calcular la factibilidad
de extraerle los líquidos al gas dentro de parámetros económicos aceptables.
Las Figuras 14 a 16, presentan los diagramas de fases de varias muestras de gas
clasificadas dentro de un rango de gas seco a muy rico. La posición del punto crítico del
sistema y las curvas de isocalidad nos indican la importancia del diagrama de fases
para interpretar por simple inspección la riqueza de la muestra respectiva.
Aparte de todo lo inherente al valor del gas, la factibilidad de que se produzcan
depósitos de líquidos en el sistema le permite al operador, prever los problemas que se
pudieran presentar con el manejo del gas a determinadas condiciones de presión y
temperatura. Esta aplicación es importante indistintamente del caso al cual se haga
referencia.
75
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
CO2 0,941N2 1,850C1 92,316C2 4,502C3 0,349IC4 0,002NC4 0,010IC5 0,005NC5 0,007C6 0,003C7 0,015
COMPOSICIÓN
P = 796,46 lpcaT = -96,14 ºF
Muestra99,97% Gas99,95% Gas99,50% Gas95,00% Gas
Figura 14. Diagrama de fases de un gas seco. Fuente: González (2010).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
CO2 5,000N2 0,650He 0,030C1 78,320C2 9,400C3 3,890IC4 0,810NC4 0,990IC5 0,340NC5 0,240C6 0,190C7 0,090C8 0,040C9 0,010
COMPOSICIÓN
P = 1230,12 lpcaT = -36 ºF
Muestra99,00% Gas95,00% Gas85,00% Gas70,00% Gas
Figura 15. Diagrama de fases de un gas natural. Fuente: González (2010).
La calificación de “gas seco” para una muestra determinada pasa, a su vez, por dos
consideraciones de importancia. a) la factibilidad de que la envolvente haya sido
construida a partir de valores obtenidos en el laboratorio (Ver. Figura 17), en ese caso
los investigadores acostumbraban a indicar el lugar geométrico de los puntos de rocío
con una línea punteada, advirtiendo que dicha curva fue construida con el valor
promedio de los valores obtenidos.
76
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpc
a)
CO2 0,480N2 1,350C1 70,690C2 9,650C3 6,200IC4 4,320NC4 3,310IC5 2,200NC5 1,150C6 0,465C7 0,180C8 0,005
COMPOSICIÓN P = 1798,83 lpcaT = 47,81 ºF
Muestra95,00% Gas85,00% Gas75,00% Gas50,00% Gas
Figura 16. Diagrama de fases de un gas rico. Fuente: González (2010).
Después del aparecimiento de los simuladores, hasta el momento en que ellos
tuvieron una altísima confiabilidad los diagramas se han venido presentando como el
que se muestra en la Figura 18, donde las curvas sólidas parecieran indicar de manera
infalible el lugar geométrico de los puntos de rocío. Esta alternabilidad en el empleo de
los diferentes modelos conduce a la preferencia del usuario por alguno específico
dentro de los diferentes modelos matemáticos disponibles en el mercado. Solamente
cuando se registra a cabalidad la aplicación confiable se dispone de la seguridad que se
necesita para pronunciarse.
3.2.3.3. Diagrama de fases del gas natural.
Es obvio que todo el análisis del estudio está referido al gas natural, no obstante,
tratando de ampliar esta sección, se intentará correlacionar el contenido de líquidos,
parámetro que afecta de manera notable el comportamiento del diagrama de fases, con
la densidad relativa del gas.
• Tradicionalmente se clasifican en estado gaseoso a las mezclas de
hidrocarburos con una densidad relativa igual o menor que 1,0, tomando el aire
como la referencia tradicional para los fluidos en estado gaseoso.
77
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-350 -250 -150 -50 50 150 250 350
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
Vapor:99%97%
93%
COMPOSICIÓN:
CO2 4,0000 C1 90,6000C2 2,6000C3 1,1000iC4 0,4000nC4 0,2000iC5 0,3000nC5 0,2000nC6 0,3000nC7 0,3000
P = 879,29 lpcaT = -88,06 ºF
Figura 17. Tipo de diagrama de fases producto del laboratorio. Fuente: Martínez (2008).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
Vapor:
97,5%
95,0%
90,0%
75,0%
COMPOSICIÓN:
CO2 12,5000 N2 0,1000C1 76,9000C2 5,8000C3 2,5000iC4 0,5000nC4 0,6000iC5 0,3000nC5 0,2000nC6 0,2000nC7 0,4000
P = 1174,19 lpcaT = -43,96 ºF
Figura 18. Diagrama de fases hecho con el simulador. Fuente: Martínez (2008).
Esta primera aproximación permite hacer un pronunciamiento inmediato, sin entrar
en mayores consideraciones sobre el tema:
• El contenido de dióxido de carbono y otros componentes pesado en el gas, lo
cual lo hace lucir como un gas rico.
78
• Las condiciones de presión y temperatura, que obviamente se convierten en el
factor decisorio para que la muestra se licúe.
Durante los últimos años este concepto se ha llevado a un valor de G = 0,8, con el
cual se representa mejor a la mezcla en estado gaseoso. Gases más pesados tienden a
producir líquidos fácilmente, con pequeños cambios de presión y temperatura (Ver.
Anexo IGPA, pág. 106, sobre hidratos).
Para aclarar mejor este aspecto se presenta una curva que correlaciona el GPM vs.
la densidad relativa del gas (Ver Figuras 19 (a) y 19 (b)) y otra que describe el
comportamiento del valor calorífico del gas con respecto a la densidad relativa. Ver.
Figura 20)
La primera de las curvas muestra el comportamiento de la densidad relativa del gas,
con respecto al contenido de líquidos en el gas natural, que se describe con una curva
exponencial cuya ecuación aparece en el gráfico correspondiente.
Al eliminar las impurezas contenidas en el gas natural, la curva adquiere un
comportamiento lineal, que se presenta, con su respectiva ecuación en la figura 19 (b).
79
0.01
0.1
1
10
0.5667 0.5967 0.6171 0.6265 0.63 0.6544 0.7343 0.7477 0.7558 0.7795 0.7985 0.8108 0.8231 0.8917
Gal
on
es p
or
mil
pie
s cú
bic
os
(GP
M)
GPM = 0,0435.γγγγ (1,8903)
0,550 0,575 0,600 0,625 0,650 0,675 0,700 0,725 0,750 0,775 0,800 0,825 0,850 0,875 0,900
Curva ajustada Muestras de gas
Densidad relativa (γγγγ)
Figura 19 (a). Comportamiento del GPM del gas natural vs. densidad relativa. Gas con
impurezas. Fuente: González (2010).
0
1
2
3
4
5
6
Gal
on
es p
or
mil
pie
s cú
bic
os
(GP
M)
GPM = 20,195.γγγγ - 11,6
Curva ajustada Muestras de gas
Densidad relativa (γγγγ)
0,550 0,600 0,650 0,700 0,750 0,800 0,850
Figura 19 (b). Comportamiento del GPM del gas natural vs. densidad relativa. Gas sin
impurezas. Fuente: González (2010).
80
800.00
1,000.00
1,200.00
1,400.00
Val
or
calo
rífic
o b
ruto
(VC
B)
VCB = 27,074(γγγγ) + 974,68
Curva ajustada Muestras de gas
0,550 0,577 0,604 0,631 0,658 0,685 0,712 0,739 0,766 0,793 0,820 0,847 0,874 0,901
Densidad relativa (γγγγ)
Figura 20. Comportamiento del VCB del gas natural vs. densidad relativa. Fuente:
González (2010).
• Impacto del uso de simuladores en la construcción del diagrama de fases.
El empleo de simuladores para construir el diagrama de fases es otro aspecto al cual
se le debe prestar atención, porque no todos ellos representan fielmente el
comportamiento de la mezcla, de donde, el ingeniero está en la obligación de verificar
previamente la aplicabilidad de un determinado modelo matemático al predecir el
comportamiento real del gas con respecto a las aplicaciones de campo.
La Figura 36, la cual representa el estado de la mezcla de gas a la salida de la
planta de deshidratación (trabajando con mallas moleculares) en la planta Santa
Bárbara, de PDVSA, se ha tomado como ejemplo a los efectos del tema que se discute.
Obsérvese que el modelo matemático de Peng Robinson nos indica que el fluido está
en su punto de rocío a las condiciones respectivas de presión y temperatura, no
obstante, el modelo de Soave, Redlich, Kwong, nos estaría sugiriendo que el sistema
81
está en dos fases después de haber pasado por un filtro altamente eficiente; es obvio
que PR representa mejor el comportamiento de los fluidos en esta planta y, por lo tanto,
es el modelo que se debe utilizar. Esta técnica se debería emplear siempre para
garantizar la confiabilidad de la respuesta.
Por cuanto PR y SRK son los modelos que mayor aceptación tienen entre los
diferentes usuarios, en lo sucesivo se irá comparando la respuesta de estos dos
modelos matemáticos, en las diferentes aplicaciones de importancia que se analicen.
Habiendo estudiado ya el comportamiento del gas natural, conviene establecer una
comparación de las diferentes envolventes consideradas, desde el gas seco hasta el
petróleo pesado. El punto de rocío del sistema y las curvas de isocalidad nos permiten
apreciar cuál sería el comportamiento de cada una de las muestras a diferentes
condiciones de presión y temperatura. (Ver Anexo IGPA pág.146, 147, 149 y 150).
3.2.3.4. Comportamiento de los fluidos en el separador.
• Condición de equilibrio en el separador. La intersección de los diagramas de
fases del gas y del líquido que salen del separador representan con exactitud
los valores de P y T del separador.
El separador representa un sistema en equilibrio, en el cual el gas que sale por tope
del recipiente no debe llevar líquidos en suspensión y, simultáneamente, los líquidos
que salen por el fondo deben estar en su punto de burbujeo, cuando no se cumplen
estas condiciones elementales (gas sin líquido y líquido sin gas) el sistema no se
considera en equilibrio y/o el separador no está trabajando bien.
Es obvio que, para que se cumpla esa simultaneidad, varias condiciones deben estar
presentes:
• El separador debe estar trabajando a las condiciones previstas en el diseño, en
las cuales se cumplan plenamente los valores de caudal, presión, temperatura y
velocidad para las cuales la unidad trabaja satisfactoriamente. Al analizar los
82
parámetros de campo, es normal que ocurran condiciones operativas que sacan
al sistema de su condición normal de funcionamiento:
• Se produce arrastre cuando el caudal que llega al recipiente es exagerado.
• No hay equilibrio real cuando la velocidad del gas, dentro del recipiente,
sobrepasa la velocidad crítica.
• Cuando se trabaja con el caudal previsto pero con una presión mucho más baja,
el sistema no está en equilibrio.
• Si el extractor de niebla está roto el gas del tope puede arrastrar líquido.
A los efectos del estudio que se realiza se parte del supuesto que se respetan las
condiciones del diseño, caso en el cual debe haber un equilibrio entre el gas y el líquido
que se separa dentro de la unidad.
La representación del equilibrio mediante el empleo del diagrama de fases indica
que – la intersección de los lugares geométricos de los puntos de rocío del gas que sale
por el tope, con el lugar geométrico de los puntos de burbujeo del fluido que sale por el
fondo - representa el punto exacto de presión y temperatura donde trabaja el
separador. Por ello, al tomar las muestras respectivas para verificar este
comportamiento se debe ser riguroso con los valores de presión y temperatura a las
cuales trabaja la unidad. Varias consideraciones adicionales se deben tener en cuenta:
• Las muestras de gas y de líquido que salen del separador se deben tomar en
forma simultánea para que se admita la condición de equilibrio en el sistema.
• El analista, al tomar las muestras, debe comprobar que dichos fluidos, en
efecto, procedan de ese recipiente.
• Al mismo tiempo, se deben anotar los valores de presión y temperatura en el
momento justo en el cual se toman las muestras.
La Figura 21, representa el comportamiento de los fluidos en el separador de la
planta Santa Bárbara de PDVSA. Este separador –por su gran tamaño – fue instalado
antes de comenzar la construcción de la planta. La salida del gas pasa a la caja fría y al
expansor, para ingresar a la primera torre. El líquido, en su punto de burbujeo, pasa
83
por una válvula J-T, con la cual se ajusta la presión para que trabaje a la condición de
la torre.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
Entrada 9bTope 11Fondo 10
P = 1154,7 lpcaT = - 4 ºF
(9b)
(10)
(11)292 MMPCND
1619 gpm
1140#-4°F
Figura 21. Diagrama de fases del fluido que llega al separador. Fuente: Martínez
(2003).
La observación de la figura anterior se puede desglosar en sus tres componentes:
• Diagrama de fases representativo del fluido que llega al separador. El punto
de operación debe estar dentro de la envolvente (Entrada 9b).
• Diagrama de fases del gas que sale por el tope del separador. El punto de
operación debe estar sobre el lugar geométrico de los puntos de rocío (Tope
11).
• Diagrama de fases del fluido que sale por el fondo del recipiente. El punto de
operación debe estar sobre el lugar geométrico de los puntos de burbujeo
(Fondo 10).
Estas características son representativas de un sistema en equilibrio y, por lo tanto,
se pueden emplear para detectar el mal funcionamiento de los separadores. A
continuación se enumeran los diferentes casos encontrados durante el análisis del
tema.
84
Las envolventes del líquido y de vapor que salen del recipiente se cortan
exactamente sobre el punto de presión y temperatura donde está trabajando la unidad
(1140 lpcm y - 4 °F).
A los fines de la predicción se han tomado en forma simultánea muestras de los
fluidos a la entrada del separador, en el tope y en el fondo. (Ver Figura 30). Al
superponer las envolventes de los fluidos que salen del recipiente se observa que – en
efecto se cortan – sobre los valores de presión y temperatura del separador. Este caso
refleja, con exactitud, el comportamiento esperado. Las razones por las cuales no se
produce el corte de las envolventes en el sitio esperado son muy variadas, a
continuación se enumeran algunos casos:
1. La presión y temperatura a la cual opera el separador está fuera del lugar geométrico
de los puntos de rocío (zona de vapor sobrecalentado). Las Figuras 22 y 23, presentan
envolventes representativas de este caso. Dentro de esta alternativa se pueden
clasificar dos opciones:
a) Aquellas donde el punto correspondiente a P y T está muy cerca de la curva
respectiva, o el error que se observa es muy pequeño.
Las razones probables por las cuales esto sucede se enumeran a continuación:
• Durante la toma de la muestra no se recogió de manera apropiada el contenido
de componentes pesados.
• El modelo matemático no reproduce a plenitud el comportamiento de real de los
fluidos.
b) El punto correspondiente a P y T cae fuera del diagrama muy apartado del
lugar geométrico de los puntos de rocío. En ese caso pudiera ocurrir que:
• No se calentó el cilindro de muestro y el gas no es representativo de la
muestra. El sistema de muestreo está trabajando como un separador.
85
Es muy probable que en este caso el punto de P y T, a las condiciones
del laboratorio, caiga sobre la curva de puntos de rocío.
• La muestra no corresponde al recipiente cuyo comportamiento se
analiza. En capítulo IV se presenta un ejemplo (Caso No. 1).
2. El punto correspondiente a los parámetros de operación del separador caen dentro
de la envolvente (Figura 24). Y, de nuevo, se presentan las causas probables por las
cuales el fluido no se comporta como es debido:
• El modelo matemático no representa bien el comportamiento del fluido.
• El gas que llega al recipiente es muy seco. No se está produciendo separación
de los fluidos dentro del recipiente
3. Hay arrastre en el sistema. La envolvente descrita como gas natural corresponde a
un fluido mucho más pesado porque el gas está arrastrando líquido (Ver Figura 25).
Esta es, tal vez, uno de los aportes más importantes que se hace en este análisis,
porque – mediante el empleo de los simuladores y a partir de las muestras de gas – se
puede detectar el mal funcionamiento de los separadores, una falla que puede causar,
entre otras cosas:
• La destrucción del compresor.
• Formación de espuma en las plantas de glicol
• Formación de espuma en las plantas de amina. Degradación de la solución.
• Pérdidas excesivas de la solución de amina y de glicol.
• Impacto económico considerable en la operación de las plantas.
En el capítulo IV se presenta un ejemplo real de un análisis hecho en Argentina
mediante el cual se comprobó la rotura del extractor de niebla, como el factor
determinante del arrastre.
86
0
500
1000
1500
2000
2500
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
P = 87 lpcaT = 107 ºF
GAS PR GAS SRK
Figura 22. Gas de tope del separador SP-01. Punto de operación cercano a la
envolvente. Fuente: ICONSA (2010).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
P = 96 lpcaT = 98,2 ºF
GAS PR GAS SRK
Figura 23. Gas de tope del separador SP-02. Punto de operación lejos de la
envolvente. Fuente: ICONSA (2010).
87
Entre los diferentes aspectos que se pueden visualizar con el apoyo de este
método están los siguientes:
• La comprobación de que – en efecto – hay arrastre en el separador.
• La posibilidad de detectar la rotura de los extractores de niebla.
• Comprobación de que el separador está trabajando fuera de su capacidad de
diseño.
• La unidad no es apropiada para operar con los caudales que maneja.
4. Análisis de la envolvente correspondiente a los líquidos que salen por el fondo del
separador.
Como se indicó anteriormente, el punto donde se cortan los diagramas de fases
corresponde a la condición de presión y temperatura de operación del recipiente, por lo
tanto - en el caso de los líquidos - este valor debería caer sobre la curva
correspondiente al lugar geométrico de los puntos de burbujeo. Las envolventes de los
líquidos en las Figuras 26 y 27, presentan los ejemplos de campo donde se pone de
manifiesto esta aseveración.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
P = 74,7 lpcaT = 85 ºF
GAS PR GAS SRK
Figura 24. Gas de tope del separador SP-03. Punto de operación ligeramente dentro de
la envolvente. Fuente: ICONSA (2010).
88
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
P = 1614,7 lpcaT = 98 ºFPR: V = 91,1587; L = 8,8413
SRK: V = 88,4232; L = 11,5768
GAS PR GAS SRK
Figura 25. Gas de tope del separador SP-04. Arrastre evidente. Fuente: ICONSA
(2010).
Pozo JM 206C
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PRMEZCLA SRK
P = 100 lpcaT = 109,7 ºF
Figura 26. Diagrama de fases del pozo JM-206-A. Fuente: ICONSA (2010).
89
0
500
1000
1500
2000
2500
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PRMEZCLA SRK
P = 520 lpcaT = 92 ºF
Figura 27. Diagrama de fases del pozo JMN-118-A. Fuente: ICONSA (2010).
Igual que en el caso del gas natural, el análisis del comportamiento de los líquidos
que salen por el fondo del separador tiende a suministrar datos de importancia a los
fines de mejorar la operación o detectar problemas en el funcionamiento de los
recipientes.
Una manera práctica de detectar la falta del equilibrio en el sistema es observando la
salida de los líquidos. Si la bomba cavita eso indica que hay gas disuelto en los líquidos,
lo cual sugiere lo siguiente:
• Que los fluidos no se han separado en forma adecuada; está pasando mucho
gas a la etapa siguiente y no hay equilibrio en el sistema.
• El fluido se calentó dentro del recipiente.
• Se produjo una caída de presión, que pasó el líquido a la sección de dos fases.
• Se ha formado un remolino en el fondo del separador y el gas tiende a salir por el
fondo del recipiente.
90
Cuando el líquido entra a la zona bifásica, el análisis del diagrama de fases de los
líquidos en referencia nos indicaría que el punto correspondiente a la presión y
temperatura del separador, cae dentro de la envolvente (Ver el líquido de la Figura 28),
obviamente al subir la presión por encima del punto de burbujeo, el problema
desaparece. Este ejemplo, se emplea tradicionalmente para evitar que el yacimiento
entre en la zona bifásica y aparezca la capa de gas. En la figura en referencia es
evidente que el gas no está en equilibrio con el líquido: o el arrastre es severo o la
muestra no corresponde al mismo recipiente.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (
lpca
)
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PRMEZCLA SRK
P = 490 lpcaT = 99 ºF
Figura 28. Diagrama de fases del pozo RPN- 74-A. Fuente: ICONSA (2010).
5. Investigación de las mezclas de hidrocarburos que llegan al separador.
a) Recombinación de los fluidos que salen del separador (gas y líquido). Elaboración
de la envolvente representativa del fluido que llega al separador.
Dentro de la industria petrolera el estudio de los fluidos del yacimiento ocupa
especial atención. Al perforar el primer pozo, el conocimiento del diagrama de fases
permite desarrollar el programa de producción con el mayor grado de eficiencia. No
obstante, a medida que se envejece el reservorio se vuelve costosa la toma de
91
muestras en el fondo del pozo para conocer el estado actual del comportamiento de los
fluidos. Esto nos conduce a aprovechar las muestras de gas y líquido del separador
para recombinarlas y verificar el comportamiento real de los fluidos que proceden del
subsuelo.
Cuando se utiliza esta técnica a conciencia puede generar ahorros considerables, no
obstante, el ingeniero debe tener mucho cuidado al hacer el estudio correspondiente
porque, muchos análisis tomados como ejemplos de campo no han sido lo
suficientemente rigurosos como para darle credibilidad a la aplicación de la técnica. A
continuación se analizarán algunos ejemplos de campo: las Figuras 29 y 30,
representan los pozos JM-191-A y JM-220-A, en la primera de ellas hay una buena
aproximación al caso teórico y se pueden aceptar las muestras como valederas, en el
segundo caso el punto de corte de las envolventes cae exactamente sobre los valores
de P y T del separador. La recombinación de las muestras nos conduce a la
composición de los fluidos que vienen del pozo respectivo.
b) Certificación de la calidad de la muestra obtenida por recombinación.
La técnica que se presenta es un buen indicador para conocer el producto que
genera las composiciones en equilibrio, no obstante, varias consideraciones se deben
hacer para certificar la validez del procedimiento.
Es conveniente enumerar las razones probables por las cuales el resultado no es
totalmente confiable lo cual a su vez nos conduce a buscar el procedimiento óptimo que
nos garantice la respuesta.
La Figura 29, no representa un punto de corte aceptable, no obstante valdría la pena
verificar si la temperatura de los fluidos dentro del recipiente era la misma que se
reportó a los efectos del análisis.
Con la muestra correspondiente a la Figura 31 se le puede dar confiabilidad al
líquido, pero no al gas del tope. Dos cosas pudieran estar ocurriendo:
92
• La muestra no se corresponde con el recipiente que se analiza.
• El separador está produciendo arrastre en alta cuantía.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
-400 -200 0 200 400 600 800
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PR
P = 75 lpcaT = 98 ºF
Figura 29. Diagrama de fases del pozo JM- 191-A. Fuente: ICONSA (2010).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
P = 400 lpcaT = 72 ºF
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PRMEZCLA SRK
Figura 30. Diagrama de fases del pozo JM- 220-A. Fuente: ICONSA (2010).
93
Cuando eso sucede se puede demostrar en el campo que hay arrastre abriendo
alguna válvula ubicada a la salida del gas para evidenciar que, en efecto, la cantidad de
líquido arrastrado es considerable. También es recomendable verificar la capacidad del
separador porque pudiera estar manejando un caudal demasiado alto, en razón de lo
cual la velocidad crítica del sistema es muy alta y se produce arrastre de líquidos por la
zona gaseosa.
0
500
1000
1500
2000
2500
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (
lpca
)
P = 70 lpcaT = 77 ºF
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PRMEZCLA SRK
Figura 31. Diagrama de fases del pozo RPN- 70-A. Fuente: ICONSA (2010).
En el caso de la Figura 27, ya discutida, la posición del líquido es aceptable, a pesar
de que parece haber perdido una pequeña porción de componentes livianos durante la
toma y análisis de la muestra. El gas de este ejemplo no tiene la porción de
componentes pesados que garantizan la confiabilidad. Al agregarle una cantidad
mínima de componentes pesados, el punto de rocío se mueve hacia la derecha, de
donde es fácil deducir que el problema se podría corregir mejorando la calidad del
muestreo. Adicionalmente se tiene una idea del impacto que se produce sobre la
envolvente cuando los componentes pesados no representan el comportamiento real
del sistema. El modelo matemático que se emplee se debe comprobar previamente.
94
El análisis de la muestra del pozo JM-194-A (Figura 32) nos indica que el líquido
presentado no corresponde a ese separador y, con el gas de tope se debe mejorar el
muestreo. También es probable que no se haya calentado el cilindro antes de hacer el
análisis.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (
lpca
)
P = 900 lpcaT = 111 ºF
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PRMEZCLA SRK
Figura 32. Diagrama de fases del pozo JM- 194-A. Fuente: ICONSA (2010).
Las muestras de los pozos JM-211-A y JM-217-A (Figuras 33 y 34), se deben
rechazar, sin hacerle mayores estudios. No representan las condiciones de campo en
la unidad que se analiza.
En el caso de la Figura 33, el punto de corte representativo de las condiciones de
trabajo del separador se aleja mucho del lugar correcto y no deja posibilidades de que,
mediante ajustes progresivos o el empleo de suposiciones que pudiera conducir a
corregir la falla se pueda certificar la validez de la muestra. El crudo del ejemplo es
mucho más pesado que el esperado y el gas tiene un error considerable.
La Figura 34 tiene condiciones similares, con la diferencia de que, en esta
oportunidad, el crudo recogido es mucho más liviano que el que corresponde al
separador al cual se le hace el estudio.
95
0
500
1000
1500
2000
2500
-400 -200 0 200 400 600 800
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
P = 1080 lpcaT = 142 ºF
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PRMEZCLA SRK
Figura 33. Diagrama de fases del pozo JM- 211-A. Fuente: ICONSA (2010).
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (
lpca
)
P = 475 lpcaT = 86 ºF
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PRMEZCLA SRK
Figura 34. Diagrama de fases del pozo JM- 217-A. Fuente: ICONSA (2010).
96
c) Representación del diseño de una planta con el empleo de los diagramas de fases
en cada punto del sistema.
A lo largo de este capítulo se han mostrado algunos casos específicos de la Planta
Santa Bárbara, de PDVSA; en la cual se ha tenido cuidado en hacerle seguimiento a los
diferentes puntos importantes del diseño visualizando el diagrama de fases
correspondiente (Ver El diagrama de fases, un lenguaje en la industria del gas natural,
Capítulo No. 5).
Esta metodología es excelente a los fines de mostrarle al ingeniero la filosofía con la
cual se diseñó la planta, las razones de cada decisión y el impacto que se produciría si
cambiara la composición.
A manera de ejemplo se incluyen las figuras correspondientes a los siguientes
puntos de la planta:
• Composición que llega a la planta (Ver Figura 35).
• Gas a la salida de la planta de deshidratación (Ver Figura 36).
• Fluidos que salen de la caja fría e ingresan a la primera torre (Ver Figura 37).
• Composición del gas, a la salida de la planta (Ver Figura 38).
• Composición del líquido a la salida de la planta (Ver Figura 39).
97
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-250 -150 -50 50 150 250 350 450 550 650
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
0.23104.8149
74.120010.56536.44191.00001.66600.42100.33500.20600.11400.05400.02200.0060
Agua
COMPOSICIÓN
N2CO2C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6C7C8C9C10
P = 1200 lpcaT = 120 °F
Figura 35. Diagrama de fases de la composición que llega a la planta Santa Bárbara.
Fuente: Martínez (2003).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pc
a)
PR
SRK
COMPOSICIÓN
N2CO2C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6C7C8C9C10
0.23004.8000
74.160010.58006.43001.00001.66000.42000.33000.20000.11000.05000.02000.0100
Figura 36. Diagrama de fases del gas que sale de la planta de deshidratación con
mallas moleculares. Planta Santa Bárbara. Fuente: Martínez (2003).
98
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
12a 12b13b
13a
Salida de la caja fría
Figura 37. Trayectoria de los fluidos que salen de la caja fría e ingresan a la primera
torre. Planta Santa Bárbara. Fuente: Martínez (2003).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
COMPOSICIÓN
N2CO2C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6C7C8C9C10
0.26005.3395
82.451811.63880.29000.01000.01000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000
P = 1224,7 lpcaT = 120 °F
Figura 38. Diagrama de fases del gas residual a la salida de la planta Santa Bárbara.
Fuente: Martínez (2003).
99
6. Contaminación de los fluidos.
Uno de los problemas más comunes en la industria del gas es la contaminación de
los fluidos con los cuales se trabaja, lo cual conduce a generar condiciones erráticas
que despistan al operador.
Algunos casos contribuirán a definir estos ejemplos:
• Contaminación de los fluidos del yacimiento, con nitrógeno o dióxido de carbono.
• Contaminación con nitrógeno del LPG en las tuberías.
• Vaporización de los líquidos por la presencia de etano o metano.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
-50 0 50 100 150 200 250 300
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
COMPOSICIÓN
C2C3iC4nC4iC5nC5C6C7C8C9C10
0.949961.2339
9.849016.4584
4.16963.31972.03980.53990.22000.0900
P = 499,7 lpcaT = 120 °F
Figura 39. Diagrama de fases del líquido a la salida de la planta Santa Bárbara. Fuente:
Martínez (2003).
A partir del momento en que México empezó a inyectar nitrógeno en los yacimientos,
otros países han copiado el procedimiento sin estudiar previamente el impacto sobre el
comportamiento de los fluidos que genera el nitrógeno.
100
La Figura 40, representa el diagrama de fases del gas natural en su condición
original y contaminado con el 5% y 10% de CO2. Varias figuras mostradas en
secuencia permiten analizar, por simple inspección los cambios que se producen en el
diagrama de fases al contaminar el fluido. A continuación se indica la variación de las
envolventes:
• Contaminación, 5% y 10% de CO2 (Figura 40).
• Impacto de la contaminación de la mezcla con un 5 % y 10% de N2 (Figura 41).
• Contaminación con N2 y CO2 en el nivel de 5% y 10%, presentadas sobre la
misma Figura (Figura 42). Ampliada en la Figura 43.
• Contaminación del LPG con 2 % N2, 2 % CO2 (Figura 44 y 45).
Esta serie nos demuestra que al contaminar los fluidos del yacimiento con
nitrógeno el lugar geométrico de los puntos de burbujeo aumenta drásticamente
permitiendo la vaporización acelerara de la mezcla y el aparecimiento de la capa de
gas. No ocurre lo mismo cuando se trata del CO2. En ese caso el comportamiento
del fluido es completamente diferente al primer caso.
No se entra en consideraciones en lo relativo a la extracción comparativa del N2 o
del CO2, en la superficie, el impacto sobre el valor calorífico del gas y otros efectos
de carácter económico.
101
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-350 -300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
Muestra originalCon 5 % CO2Con 10 % CO2
Original 5 % CO2 10 % CO2
CO2 0,468 5,468 10,468N2 1,848 1,848 1,848C1 87,674 82,674 77,674C2 6,873 6,873 6,873C3 1,837 1,837 1,837IC4 0,546 0,546 0,546NC4 0,424 0,424 0,424IC5 0,154 0,154 0,154NC5 0,078 0,078 0,078C6 0,060 0,060 0,060C7 0,033 0,033 0,033C8 0,005 0,005 0,005
COMPOSICIÓN
Figura 40. Contaminación de una muestra de gas natural con 5 y 10 % de CO2.
Fuente: González (2010).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-350 -300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
Original 5 % N2 10 % N2
CO2 0,468 5,468 10,468N2 1,848 1,848 1,848C1 87,674 82,674 77,674C2 6,873 6,873 6,873C3 1,837 1,837 1,837IC4 0,546 0,546 0,546NC4 0,424 0,424 0,424IC5 0,154 0,154 0,154NC5 0,078 0,078 0,078C6 0,060 0,060 0,060C7 0,033 0,033 0,033C8 0,005 0,005 0,005
COMPOSICIÓN
Muestra originalCon 5 % N2Con 10 % N2
Figura 41. Contaminación de una muestra de gas natural con 5 y 10 % de N2. Fuente:
González (2010).
102
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-350 -300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
Muestra originalCon 5 % N2Con 10 % N2Con 5 % CO2Con 10 % CO2
Original
CO2 0,468N2 1,848C1 87,674C2 6,873C3 1,837IC4 0,546NC4 0,424IC5 0,154NC5 0,078C6 0,060C7 0,033C8 0,005
COMPOSICIÓN
Figura 42. Contaminación de una muestra de gas natural con 5 y 10 % de CO2 y de
N2 superpuestas. Fuente: González (2010).
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
-100 -90 -80 -70 -60 -50
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpc
a)
Muestra originalCon 5 % N2Con 10 % N2Con 5 % CO2Con 10 % CO2
Figura 43. Contaminación de una muestra de gas natural con 5 y 10 % de CO2 y de
N2 superpuestas. Ampliado. Fuente: González (2010).
103
0
100
200
300
400
500
600
700
-300 -200 -100 0 100 200 300
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
LPG 2 % CO2 2 % N2
CO2 0,000 2,000 0,000N2 0,000 0,000 2,000C2 2,107 2,107 2,107C3 52,156 52,156 52,156IC4 13,593 13,593 13,593NC4 30,106 30,106 30,106IC5 0,039 0,039 0,039
COMPOSICIÓNLPG originalCon 2 % N2Con 2 % CO2
P = 125 lpcaT = 77 ºF
Figura 44. Contaminación de una muestra de LPG con 2 % de CO2 y N2. Fuente:
González (2010).
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
0 25 50 75 100 125 150
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
LPG 2 % CO2 2 % N2
CO2 0,000 2,000 0,000N2 0,000 0,000 2,000C2 2,107 2,107 2,107C3 52,156 52,156 52,156IC4 13,593 13,593 13,593NC4 30,106 30,106 30,106IC5 0,039 0,039 0,039
COMPOSICIÓNLPG originalCon 2 % N2Con 2 % CO2
P = 125 lpcaT = 77 ºF
Figura 45. Contaminación de una muestra de LPG con 2 % de CO2 y N2. Ampliado.
Fuente: González (2010).
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Este capítulo estará dedicado a los diferentes casos encontrados referidos al
empleo del diagrama de fases para visualizar el comportamiento de las mezclas de
hidrocarburos, y se explicará paso a paso los resultados obtenidos en esta investigación
para alcanzar los objetivos planteados.
4.1. Caso No. 1: Recombinación del gas y del líquido para conocer el fluido que
llega al separador CLD- 84-A.
El trabajo consistió en verificar la validez de la información entregada por el cliente y
realizar el balance de materiales en el sistema para conocer la mezcla de alimentación
al separador.
Con el desarrollo de esta sección se intenta certificar la calidad de las muestras
entregadas por “La empresa” para hacer un balance de materiales con los fluidos del
separador CLD-84-A. Es un caso real donde se demuestra – mediante el empleo de la
técnica expuesta - que las muestras entregadas no corresponden a los fluidos que
salen del separador objeto del estudio.
4.1.1. Información reportada por “La Empresa”.
Tabla 2. Características de los fluidos y condiciones de trabajo del separador CLD- 84-
A. Fuente: González (2010).
Caudal de Gas (Qg) 24 MMpcdn
Caudal de Líquido (Ql) 10 MBD
Densidad Relativa del Gas (γγγγ) 0,799
Gravedad del Crudo (°API) 32
Corte de Agua (%) 45
Presión de Operación (Pop) 85 lpcm = 99,7 lpca
Temperatura de Operación (Top) 90-110 °F
105
Tabla 3. Composición del gas y del líquido que salen del separador CLD- 84-A. Fuente:
González (2010).
Componentes % Molar (líquido) % Molar (gas)
CO2 0,330 6,280
N2 0,060 1,020
C1 1,320 66,160
C2 1,620 11,660
C3 3,540 7,820
IC4 1,580 1,620
NC4 4,170 2,510
IC5 2,970 0,730
IC5 3,790 0,750
NC6 7,060 0,660
C7 9,230 0,450
C8 6,930 0,330
C9 7,920 0,010
C10 6,450 0,000
C11 4,990 0,000
C12+ 38,040 0,000
Total 100,000 100,000
106
4.1.2. Análisis del Caso No. 1.
El estudio se condujo mediante una verificación continua de la información
entregada por la empresa, siguiendo el modelo que se emplea para certificar la
condición de trabajo de un separador; a tal efecto se siguieron los siguientes pasos:
1.- Análisis y certificación de la muestra de gas.
• Detección de posibles fallas durante el análisis de la muestra.
2.- Análisis y certificación de la muestra de líquido.
• Probables ajustes para darle validez.
3.- Recombinación de las muestras para encontrar la composición de la
alimentación.
4.- Balance de materiales en el sistema. 5.- Análisis sobre las causas probables de las desviaciones encontradas. 6.- Resultados del balance de materiales.
1.- Análisis y certificación de la muestra de gas.
a) Se hizo la correlación de las propiedades reportadas por la empresa, vs. las que
se calculan a partir de la composición de los fluidos. Llamó la atención el hecho
de que la gravedad del gas reportada (Tabla 2) era de G = 0,799 mientras que el
valor calculado era de G = 0,88 (Ver Tabla 2).
b) Comprobación de la presión y temperatura más probable a la cual pudiera haber
estado funcionando el separador en el momento en que se tomaron las
muestras. Con la muestra de gas, tal como fue reportada, se elaboró el diagrama
de fases correspondiente (Figura 46). Los valores de presión y temperatura del
107
separador fueron indicados sobre el diagrama con un asterisco, utilizando dos
modalidades:
• La presión P = 99,7 lpca correspondiente al valor real del separador y la
temperatura reportada, T = 110°F (Ver Figura 46).
• La presión del separador P = 99,7 y T = 100°F, para hacerla coincidir con
el valor más probable, correspondiente al punto de rocío del sistema (gas
que sale por el tope del separador. Ver Figura 47).
c) Condiciones de trabajo más probables.
Del análisis previo se desprende que el valor más probable o condiciones de
trabajo del recipiente serían P = 99,7 y T = 100°F, lo cual indica la probabilidad
de tener un sistema en perfecto equilibrio (Ver Figura 47). Cálculos posteriores
nos indican que el punto de rocío se encuentra a T = 102°F.
d) Desarrollo del diagrama de fases.
La Figura 48, corresponde al análisis que se realiza con un simulador comercial
de aceptación internacional, con el cual se calcula la cantidad de líquido y de
vapor que se formaría a las condiciones antes mencionadas (P = 99,7 lpca y T =
100°F). El trabajo realizado con los modelos más comúnmente utilizados nos
indica que, en efecto, la cantidad de líquido que se produciría a las condiciones
de trabajo sería muy pequeño: menos del 1,0% (L=0,05% y 0,11%), por lo cual
se le puede dar validez a la condición de equilibrio del sistema.
108
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
P = 99.7 lpcaT = 110 ºF
CO2 6,280N2 1,020C1 66,160C2 11,660C3 7,820IC4 1,620NC4 2,510IC5 0,730NC5 0,750C6 0,660C7 0,450C8 0,330C9 0,010C10 0,000C11 0,000C12+ 0,000
COMPOSICIÓN
PR SRK
Figura 46. Gas del tope del separador CLD-84-A. Condiciones de P y T reportadas por
la empresa. Fuente: González (2010).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
P = 99.7 lpcaT = 100 ºF
CO2 6,280N2 1,020C1 66,160C2 11,660C3 7,820IC4 1,620NC4 2,510IC5 0,730NC5 0,750C6 0,660C7 0,450C8 0,330C9 0,010C10 0,000C11 0,000C12+ 0,000
COMPOSICIÓN
P = 99.7 lpcaT = 110 ºF
PR SRK
Figura 47. Gas del tope del separador CLD-84-A. Condiciones de P y T más probables.
Fuente: González (2010).
109
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
P = 99.7 lpcaT = 100 ºF
CO2 6,280N2 1,020C1 66,160C2 11,660C3 7,820IC4 1,620NC4 2,510IC5 0,730NC5 0,750C6 0,660C7 0,450C8 0,330C9 0,010C10 0,000C11 0,000C12+ 0,000
COMPOSICIÓN
PR: V = 99,95; L = 0,05SRK: V = 99,89; L = 0,11
PR SRK
Figura 48. Gas del tope del separador CLD-84-A. Análisis del punto de rocío. Fuente:
González (2010).
2.- Análisis y certificación de la muestra de líquido.
a) El líquido se reportó con un porcentaje de C12+ = 38,04% v/v no se especificaron
otras características (Ej. Peso molecular del líquido) que permitieran llevar la
muestra a una cromatografía extendida aproximada. En ocasiones se puede
correlacionar la porción más pesada de la muestra con otros pozos cercanos que
tengan una composición parecida, en ese caso se pueden correlacionar los
porcentajes aproximados de otros componentes en la muestra. La empresa
reportó la gravedad del crudo que sale del separador, API = 32. (Ver Tablas 2 y
3)
b) Se elaboró el diagrama de fases del líquido a partir de la composición reportada
por la empresa. La Figura 49, presenta los resultados correspondientes. Sobre
la envolvente se marcó con un asterisco el punto correspondiente a las
condiciones de trabajo del recipiente. Se observa que el valor de P y T cae
110
dentro de la zona correspondiente al líquido subenfriado. Dos observaciones se
desprenden de lo antes dicho:
• Tomando la presión de trabajo como cierta, para que el sistema esté en
equilibrio debería tener una temperatura del orden de los 180°F, lo cual
resulta difícil de aceptar.
• Existe la posibilidad de que, durante la toma de la muestra se haya
evaporado una porción representativa de los componentes livianos o que
la muestra haya sido tomada en el tanque. En ese caso la curva se
correspondería con la envolvente de la Figura 49.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
-200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
CO2 0,330N2 0,060C1 1,320C2 1,620C3 3,540IC4 1,580NC4 4,170IC5 2,970NC5 3,790C6 7,060C7 9,230C8 6,930C9 7,920C10 6,450C11 4,990C12+ 38,040
COMPOSICIÓN
P = 99.7 lpcaT = 100 ºF
PR SRK
Figura 49. Líquido de fondo del separador CLD-84-A. Fuente: González (2010).
c) Superposición de los diagramas de fases para correlacionar las condiciones
ciertas de trabajo del separador.
El análisis se conduce ahora a superponer las envolventes del gas y del líquido
del separador (Ver Figura 50). El valor del punto de equilibrio más probable se
encuentra desplazado. Al ampliar las curvas se aprecia mejor el resultado (Ver
Figura 51).
111
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
% Gas % Líq.
CO2 6,280 0,330N2 1,020 0,060C1 66,160 1,320C2 11,660 1,620C3 7,820 3,540IC4 1,620 1,580NC4 2,510 4,170IC5 0,730 2,970NC5 0,750 3,790C6 0,660 7,060C7 0,450 9,230C8 0,330 6,930C9 0,010 7,920C10 0,000 6,450C11 0,000 4,990C12+ 0,000 38,040
COMPOSICIÓN
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRK
P = 99.7 lpcaT = 100 ºF
Figura 50. Gas y líquido del separador CLD-84-A. Fuente: González (2010).
0
100
200
300
400
500
600
0 25 50 75 100 125 150 175 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
P = 99.7 lpcaT = 100 ºF
Líquido Original
Gas Original
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRK
Gas Original:
PR: V = 99,95; L = 0,05SRK: V = 99,89; L = 0,11
Figura 51. Diagrama ampliado de los fluidos del separador CLD-84-A. Fuente:
González (2010).
112
d) Comprobación de que la muestra de líquido entregada no es representativa.
La Figura 49, corresponde a la muestra de líquido que sale del separador. El
valor de la presión y temperatura de trabajo, queda ubicado en la zona de líquido
subenfriado, lo cual nos advierte que este fluido no luce representativo del
sistema que se analiza. La suposición de que al tomar la muestra pudiera haber
perdido componentes volátiles, se debe comprobar.
e) Probables errores que pudieran haberse producido:
• El líquido no corresponde al mismo separador.
• Las muestras de gas y de líquido no se tomaron en el mismo momento para
que hubiera correspondencia con la presión y temperatura de trabajo del
separador.
• El líquido permaneció demasiado tiempo antes de taparlo o protegerlo, con lo
cual se perdió una buena parte de los componentes volátiles, o-en su defecto
– se tomó del tanque de almacenamiento.
• Adicionalmente, no se hizo una cromatografía extendida. El porcentaje
reportado como C12+ no permite llegar de manera segura a la composición
verdadera del líquido en el recipiente.
• No se dispone de muestras vecinas con las cuales se pudiera distribuir
porcentualmente la porción correspondiente a los otros componentes más
pesados que el C12.
3.- Recombinación de las muestras para encontrar la composición de la alimentación.
Las muestras de gas y líquido reportadas fueron recombinadas para encontrar la
composición de alimentación al separador CLD-84-A, tomando como ciertas las
condiciones de P = 99,7 lpca y T = 100 °F. Esto se puede apreciar en la Figura 52.
113
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
P = 99.7 lpcaT = 100 ºF
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PRMEZCLA SRK
CO2 5,400N2 0,900C1 56,600C2 10,200C3 7,020IC4 1,600NC4 2,800IC5 1,100NC5 0,120C6 1,600C7 1,700C8 1,300C9 1,200C10 1,000C11 0,700C12+ 5,600
COMPOSICIÓN
Mezcla Original:
PR: V = 84,1100; L = 15,8900SRK : V = 84,0700; L = 15,9300
Figura 52. Mezcla de alimentación al separador CLD-84. Gas y líquido original. Fuente:
González (2010).
Superposición de los diagramas de gas y de líquido para correlacionar los valores
de presión y temperatura:
• Se detectó que la muestra de líquido que sale del separador no es
representativa.
• Se ajustó la composición para llevarla a la condición de equilibrio. Se le agregó el
1% de metano a la fase líquida para llevarla al punto de equilibrio. Esta cantidad
fue descontada del C12+. La Figura 53, muestra la envolvente del líquido
ajustado a una composición ligeramente más liviana. Obsérvese que, al
corregirla, el vapor de P y T cae sobre el lugar geométrico de los puntos de
burbujeo.
114
0
100
200
300
400
500
600
-200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
P = 99.7 lpcaT = 100 ºF
CO2 0,330N2 0,060C1 2,320C2 1,620C3 3,540IC4 1,580NC4 4,170IC5 2,970NC5 3,790C6 7,060C7 9,230C8 6,930C9 7,920C10 6,450C11 4,990C12+ 37,040
COMPOSICIÓN
PR SRK
Figura 53. Líquido ajustado con 1% más de metano. Fuente: González (2010).
Al recombinar el líquido ajustado con el gas original se obtiene una segunda
envolvente presumiblemente representativa del fluido que alimenta el separador. En
este caso las curvas se cortan en el punto correspondiente a la operación del recipiente
(Ver Figura 54). Una ampliación de este dibujo (Ver Figura 55) nos indica que en efecto
el nuevo valor es coincidente con lo que se espera en la operación.
La Figura 56 entrega la mezcla ajustada, representativa del fluido que llega al
separador, la cual fue construida con el gas original y la composición del líquido
corregida con el 1% de metano.
115
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
P = 99.7 lpcaT = 100 ºF
% Gas % Líq.
CO2 6,280 0,330N2 1,020 0,060C1 66,160 2,320C2 11,660 1,620C3 7,820 3,540IC4 1,620 1,580NC4 2,510 4,170IC5 0,730 2,970NC5 0,750 3,790C6 0,660 7,060C7 0,450 9,230C8 0,330 6,930C9 0,010 7,920C10 0,000 6,450C11 0,000 4,990C12+ 0,000 37,040
COMPOSICIÓN
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRK
Figura 54. Gas original y líquido ajustado con 1 % más de metano. Fuente: González
(2010).
0
100
200
300
400
500
600
0 25 50 75 100 125 150 175 200
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpc
a)
P = 99.7 lpcaT = 100 ºF
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRK
Líquido con 1% más de C1
Gas Original
Figura 55. Diagrama ampliado. Gas original y líquido ajustado con 1 % más de metano.
Fuente: González (2010).
116
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
P = 99.7 lpcaT = 100 ºF
GAS PR GAS SRKLÍQ. PRLÍQ. SRKMEZCLA PRMEZCLA SRK
Mezcla Ajustada:
PR: V = 81,5000; L = 18,5000SRK: V = 81,4600; L = 18,5400
CO2 5,400N2 0,900C1 56,600C2 10,200C3 7,020IC4 1,600NC4 2,800IC5 1,100NC5 0,120C6 1,600C7 1,700C8 1,300C9 1,200C10 1,000C11 0,700C12+ 5,500
COMPOSICIÓN
Figura 56. Mezcla ajustada. Gas original y líquido ajustado con 1 % más de metano.
Fuente: González (2010).
4.- Balance de materiales en el sistema.
a) Por cuanto la empresa reportó la gravedad API del líquido que deja el separador
(°API = 32) se verificó que dicha gravedad correspondiera a la composición de líquido
ajustado. El resultado que se obtuvo es de °API = 66. Esto indicó que el supuesto de
que la muestra haya sido tomada del tanque, con una pérdida apreciable de
componentes volátiles todavía no resultó representativa del fluido que se analiza.
b) Se trató de ajustar la composición hasta llevar la gravedad al nivel de 32 °API,
dividiendo el C12+ de manera progresiva para llevar el líquido desde 66 °API hasta 32
°API pero no fue posible encontrar una composición que ajustara. Cuando se trabajó
llevando el porcentaje de C12+ hasta el C30, el valor de la gravedad API llegó a 57°, lo
cual nos advierte sobre lo difícil que resultaría ajustar la composición del
seudocomponente pesado para llevarla a 32 °API.
117
En la Tabla 4, adjunta se presenta las siguientes columnas:
• Columna 1. Componentes que integran las diversas composiciones.
• Columna 2. Composición del gas original.
• Columna 3. Composición original de los líquidos.
• Columna 4. Composición que se obtiene al recombinar el gas y el líquido,
tomando como ciertas las cantidades de gas (24,0 MM pcdn) y de líquido (5500
B/D) reportadas por el cliente (10000 B/D con un corte de agua de 45 %), y los
parámetros de peso molecular y gravedad específica reportados por el
simulador.
• En la parte inferior de la tabla se presenta la tasa másica (W) de cada una de las
corrientes, gas, petróleo y mezcla resultante al recombinar las anteriores.
• Columna 5. Líquido original al cual se le agrega 1% de metano, cantidad que se
le resta al porcentaje reportado como C12+.
• Columna 6. Balance de materiales que se obtiene con el líquido mejorado y el
gas original.
5. Análisis sobre las causas probables de las desviaciones encontradas.
• La muestra de líquido reportada no es representativa del fluido que sale del
separador a esas condiciones de presión y temperatura y en equilibrio con la
muestra de gas disponible.
• La gravedad API reportada se corresponde con un líquido mucho más pesado
que el que pertenece a ese recipiente.
• La muestra de gas entregada por la empresa tampoco es representativa. Su
gravedad específica no se corresponde con la reportada.
• A pesar de los intentos realizados para demostrar la validez de las muestras los
resultados indican que los valores entregados no proceden del separador que se
analiza.
118
Tabla 4. Balance de materiales de todas las corrientes. Fuente: González (2010).
40,2320124,282040,3060125,825025,4960M (lb/lmol)
1,3891
124599,7420
5,5000
0,7000
1,0000
1,2000
1,3000
1,8000
1,6000
1,2000
1,1000
2,8000
1,6000
7,0200
10,2000
56,6000
0,9000
5,4000
Mezcla(Ajustada)
1,3917
124599,7660
5,6000
0,7000
1,0000
1,2000
1,3000
1,7000
1,6000
1,2000
1,1000
2,8000
1,6000
7,0200
10,2000
56,6000
0,9000
5,4000
Mezcla Original
0,7138
57416,5700
37,0400
4,9900
6,4500
7,9200
6,9300
9,2300
7,0600
3,7900
2,9700
4,1700
1,5800
3,5400
1,6200
2,3200
0,0600
0,3300
Líq. con 1% más de C1Comp.
GasOriginal
Líq.Original
CO2 6,2800 0,3300
N2 1,0200 0,0600
C1 66,1600 1,3200
C2 11,6600 1,6200
C3 7,8200 3,5400
iC4 1,6200 1,5800
nC4 2,5100 4,1700
iC5 0,7300 2,9700
nC5 0,7500 3,7900
nC6 0,6600 7,0600
nC7 0,4500 9,2300
nC8 0,3300 6,9300
nC9 0,0100 7,9200
nC10 0,0000 6,4500
nC11 0,0000 4,9900
nC12+ (C12) 0,0000 38,0400
W (lb/hr) 67183,1640 57416,6020
γ 0,8799 0,7155
40,2320124,282040,3060125,825025,4960M (lb/lmol)
1,3891
124599,7420
5,5000
0,7000
1,0000
1,2000
1,3000
1,8000
1,6000
1,2000
1,1000
2,8000
1,6000
7,0200
10,2000
56,6000
0,9000
5,4000
Mezcla(Ajustada)
1,3917
124599,7660
5,6000
0,7000
1,0000
1,2000
1,3000
1,7000
1,6000
1,2000
1,1000
2,8000
1,6000
7,0200
10,2000
56,6000
0,9000
5,4000
Mezcla Original
0,7138
57416,5700
37,0400
4,9900
6,4500
7,9200
6,9300
9,2300
7,0600
3,7900
2,9700
4,1700
1,5800
3,5400
1,6200
2,3200
0,0600
0,3300
Líq. con 1% más de C1Comp.
GasOriginal
Líq.Original
CO2 6,2800 0,3300
N2 1,0200 0,0600
C1 66,1600 1,3200
C2 11,6600 1,6200
C3 7,8200 3,5400
iC4 1,6200 1,5800
nC4 2,5100 4,1700
iC5 0,7300 2,9700
nC5 0,7500 3,7900
nC6 0,6600 7,0600
nC7 0,4500 9,2300
nC8 0,3300 6,9300
nC9 0,0100 7,9200
nC10 0,0000 6,4500
nC11 0,0000 4,9900
nC12+ (C12) 0,0000 38,0400
W (lb/hr) 67183,1640 57416,6020
γ 0,8799 0,7155
6. Resultados del balance de materiales.
• Se trabajó con la muestra de gas natural original entregada por el cliente.
• Se asignó, a los efectos del trabajo, la presión del separador (99,7 lpca) y la
temperatura promedio de los valores reportados (100°F).
• El diagrama de fases muestra coincidencia con el punto de rocío del gas a la
salida del separador.
• Trabajando con un simulador comercial certificado y el modelo de Peng
Robinson, se deduce que el valor exacto del punto de rocío del gas sería de 102
°F. Esta pequeña desviación se puede tomar como normal en el tipo de
operaciones que se realiza.
119
• Se pudiera aceptar como cierta la composición del gas en el sistema, a pesar de
que la gravedad específica reportada por el cliente (G = 0,799) no se
corresponde con la gravedad calculada a partir de la composición (G = 0,88)
• El valor de la gravedad API reportadas por el cliente difiere mucho de los
parámetros que se obtienen a partir de la composición del líquido.
• No se dispone de una cromatografía extendida de los líquidos ni se pueden
definir, con seguridad, las características del C12+.
• Si se calcula el caudal de líquido resultante con la carga másica de líquido
reportado en el balance y – simultáneamente - con las dos gravedades
disponibles para el líquido, se aprecia una gran diferencia:
Calculando con 32° API, Ql = 9862,4 B/D.
Calculando con 66° API, Ql =11.928,6 B/D.
Los cuales corresponderían a la cantidad de líquido entrando al separador, si éste
llegara en una sola fase: líquida.
• Al calcular el caudal de petróleo que debería producirse a partir de la tasa másica
de líquido se obtienen los siguientes resultados:
a) 5.496,73 trabajando con una densidad de 44,6472 (lbs/p3) o 66°API.
b) 4.544,7 trabajando con una densidad de 54,0 lbs/p3 o 32 °API.
4.2. Caso No. 2: Transporte de LPG por tuberías. Impacto de la inyección de
nitrógeno a las mezclas de hidrocarburos.
A continuación se analizará el impacto del nitrógeno sobre el LPG, un efecto que
pudiera producirse cuando se deba inertizar la tubería para realizar reparaciones.
El caso que se estudia (transporte de LPG por tuberías) tiene en su contra la
presión que se requiere para impulsar el fluido en un terreno donde la diferencial de
nivel pudiera alcanzar los 1000 mts de altura (3280,8 pies).
120
La Tabla 5, presenta la composición del LPG, con un 97,85% de propano y butano.
No obstante se advierte que también tiene un residual del 2,15% de etano, lo cual
facilita la volatilización de la mezcla, debido a la presión de vapor que estos
componentes le agregan. De la misma manera, al contaminar el fluido con metano o
nitrógeno la volatilidad aumenta en forma drástica.
Tabla 5. Composición de la muestra de LPG. Fuente: González (2010).
Composición:
C2 0,021518
C3 0,582202
iC4 0,113725
nC4 0,282152
iC5 0,000402
Los diagramas de fases presentados en esta sección fueron realizados con el
modelo matemático de Peng-Robinson, incluido en el simulador.
El diagrama de fases de la Figura 57, presenta las curvas de isocalidad indicando el
porcentaje de vapor en la mezcla entre el 20% y el 80%. El producto tiene, como
desventaja, la factibilidad de evaporarse rápidamente con el incremento de las
temperaturas. A pesar de ello, el análisis de las temperaturas a lo largo de la tubería es
más o menos constante, lo cual invita a cuidar el impacto de la presión, que se
convierte en el parámetro controlable.
A los fines del estudio se indican dos puntos de presión (164,7 y 129,7 lpca
manteniendo constante la temperatura en 77°F). Estos parámetros, suministrados por
los operarios del ducto se convierten en los valores claves para operar la tubería.
Obsérvese que, a la presión más baja, el sistema se ubica por encima del punto de
burbujeo, caso en el cual la operación se realiza sin mayores problemas.
En la Figura 58, se amplía el dibujo con el fin de evaluar mejor la posición de los
valores claves de la presión.
121
0
100
200
300
400
500
600
700
-50 0 50 100 150 200 250 300
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (
lpca
)
Composición:
C2 0,021518C3 0,582202iC4 0,113725nC4 0,282152iC5 0,000402
MUESTRA (% Gas) 80,00 60,0040,0020,00
P = 164,7 lpcaT = 77 ºF
P = 129,7 lpcaT = 77 ºF
Figura 57. Diagrama de fases de la muestra de LPG. Fuente: González (2010).
0
50
100
150
200
250
300
0 25 50 75 100 125 150
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
Composición:
C2 0,021518C3 0,582202iC4 0,113725nC4 0,282152iC5 0,000402
MUESTRA (% Gas) 80,00 60,0040,0020,00
P = 164,7 lpcaT = 77 ºF
P = 129,7 lpcaT = 77 ºF
Figura 58. Diagrama de fases de la muestra de LPG, ampliado. Fuente: González
(2010).
122
La Figura 59, nos entrega otro diagrama de fases de la muestra en la cual se agrega
un 0,5% de metano y se normaliza. Obsérvese que la contaminación producida ubica el
punto de operación, de la presión más baja, ligeramente por encima del punto de
burbujeo del sistema, lo cual nos indica que, con cualquier descenso de la presión, la
operación se ubica dentro de la envolvente y el fluido se evapora. En la misma figura
se dibujan las curvas de isocalidad, con las cuales podemos apreciar el impacto de la
vaporización del LPG cuando el punto de operación quede dentro de la envolvente.
La Figura 60, amplía el diagrama anterior, el cual se ha elaborado con las curvas de
isocalidad; de esa manera se visualizan mejor los valores de la presión que se toma
como referencias del estudio.
0
100
200
300
400
500
600
700
-100 -50 0 50 100 150 200 250 300
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
Composición:
C1 0,004975C2 0,021393C3 0,579316iC4 0,113162nC4 0,280753iC5 0,000400
MUESTRA (% Gas) 80,00 60,0040,0020,00
P = 164,7 lpcaT = 77 ºF
P = 129,7 lpcaT = 77 ºF
Figura 59. Diagrama de fases del LPG contaminado con 0,5 % de metano. Fuente:
González (2010).
En la envolvente de la Figura 61, se anota la composición del LPG, habiendo
aumentado al 1% el contenido de metano en el fluido. Como resultado la operación se
ubica exactamente sobre el lugar geométrico de los puntos de burbujeo. Y, siguiendo la
misma filosofía, se agregan las curvas de isocalidad.
123
En la Figura 62, se amplía el dibujo para ver el efecto con mayor claridad. Esto nos
indica que – con cualquier porcentaje de metano mayor del 1% - aparecerán problemas
para operar el gasoducto.
0
50
100
150
200
250
300
0 25 50 75 100 125 150
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
Composición:
C1 0,004975C2 0,021393C3 0,579316iC4 0,113162nC4 0,280753iC5 0,000400
MUESTRA (% Gas) 80,00 60,0040,0020,00
P = 164,7 lpcaT = 77 ºF
P = 129,7 lpcaT = 77 ºF
Figura 60. Diagrama de fases del LPG contaminado con 0,5 % de metano, ampliado.
Fuente: González (2010).
0
100
200
300
400
500
600
700
-100 -50 0 50 100 150 200 250 300
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
Composición:
C1 0,009950C2 0,021293C3 0,576416iC4 0,112595nC4 0,279348iC5 0,000398
MUESTRA (% Gas) 80,00 60,0040,0020,00
P = 164,7 lpcaT = 77 ºF
P = 129,7 lpcaT = 77 ºF
Figura 61. Diagrama de fases del LPG contaminado con 1 % de metano. Fuente:
González (2010).
124
0
50
100
150
200
250
300
0 25 50 75 100 125 150
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
Composición:
C1 0,009950C2 0,021293C3 0,576416iC4 0,112595nC4 0,279348iC5 0,000398
MUESTRA (% Gas) 80,00 60,0040,0020,00
P = 164,7 lpcaT = 77 ºF
P = 129,7 lpcaT = 77 ºF
Figura 62. Diagrama de fases del LPG contaminado con 1 % de metano, ampliado.
Fuente: González (2010).
Se agrega ahora una combinación de las diferentes envolventes hasta ahora
analizada: la original, la muestra contaminada con el 0,5 % de metano y la que
corresponde a la muestra que contiene el 1% de metano (Ver Figura 63). De esa
manera se puede apreciar el cambio sucesivo del punto de burbujeo con el grado de
contaminación de la muestra y la factibilidad de que el LPG se evapore.
En la Figura 64, se amplía la envolvente y se visualizan mejor los diferentes casos
estudiados.
Con la Figura 65, se regresa a la composición original de la Tabla 5, en la cual se
mostrará el efecto que le produciría al fluido una contaminación con nitrógeno, en la
cual se demuestra que al contaminar el sistema con 1% de nitrógeno se volatilizaría
aproximadamente el 5% de la muestra, a la presión más baja de los dos valores
tomados como referencia. Al ampliar el dibujo es más evidente la vaporización del
fluido (Ver Figura 66).
125
0
100
200
300
400
500
600
700
-100 -50 0 50 100 150 200 250 300
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
LPG Original LPG C1 = 0´5 %LPG C1 = 1,0%
P = 164,7 lpcaT = 77 ºF
P = 129,7 lpcaT = 77 ºF
Figura 63. Muestras de LPG superpuestas. Fuente: González (2010).
0
50
100
150
200
250
300
0 25 50 75 100 125 150
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
LPG Original LPG C1 = 0´5 %LPG C1 = 1,0%
P = 164,7 lpcaT = 77 ºF
P = 129,7 lpcaT = 77 ºF
Figura 64. Diagrama ampliado de las muestras de LPG superpuestas. Fuente:
González (2010).
126
0
100
200
300
400
500
600
700
-300 -200 -100 0 100 200 300
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)Composición:
N2 0,009901C2 0,021305C3 0,576438iC4 0,112599nC4 0,279358iC5 0,000398
MUESTRA (% Gas) 35,00 25,0015,005,00
P = 164,7 lpcaT = 77 ºF
P = 129,7 lpcaT = 77 ºF
Figura 65. Diagrama de fases del LPG contaminado con 1 % de nitrógeno. Fuente:
González (2010).
0
100
200
300
-100 -50 0 50 100 150 200
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
Composición:
N2 0,009901C2 0,021305C3 0,576438iC4 0,112599nC4 0,279358iC5 0,000398
MUESTRA (% Gas) 35,00 25,0015,005,00 P = 164,7 lpca
T = 77 ºF
P = 129,7 lpcaT = 77 ºF
Figura 66. Diagrama de fases del LPG contaminado con 1 % de nitrógeno, ampliado.
Fuente: González (2010).
Es evidente que la contaminación con nitrógeno vaporiza el fluido con un impacto
mucho mayor que el producido por el metano. Durante las operaciones regulares de la
industria es común el empleo de nitrógeno para generar las condiciones inertes que
127
eviten la explosión. El trabajo pretende advertirles a los operadores que, si bien es
cierto que mejoran las condiciones de seguridad, también se producen efectos
negativos que alteran la operación del sistema.
4.2.1. Análisis del Caso No. 2.
• El LPG transportado en el gasoducto puede permanecer en la fase líquida a la
condición de trabajo más baja (129,7 lpca y 77°F), no obstante la contaminación
del producto con metano o nitrógeno en porcentajes del 1% o más desplaza la
envolvente del fluido al punto de burbujeo o lo coloca dentro del diagrama de
fases, vaporizando la mezcla.
• La presencia de metano en el LPG tiende a vaporizar la muestra pero es mucho
más fuerte el cambio que se produce en el fluido cuando la contaminación se
produce con nitrógeno. En el estudio realizado el 1% de N2 en la mezcla
vaporizaría el 5% del total.
• Es evidente el impacto que se produciría sobre las bombas, la diferencial de
presión y el impacto que se genera sobre la operación cuando el fluido se
volatiliza.
4.3. Caso No. 3: Arrastre de hidrocarburos líquidos en el separador de entrada (V-
2) de una planta de aminas.
El Caso No. 3, está referido al daño que se le genera a una planta de aminas, a
consecuencia del arrastre de hidrocarburos en estado líquido que se produjo en el
separador que protege la torre de absorción, en la cual se suponía que el extractor de
niebla estaba roto.
La formación de espuma en la planta produce un descontrol permanente en las
operaciones que, además de costoso, reduce en forma contundente la eficiencia del
proceso. Las características que reflejan las fallas en el sistema son las siguientes:
• Espumaje continuo en la amina.
128
• Pérdidas de amina.
• Degradación de la solución.
• El gas tratado se sale de especificaciones.
• Se reduce la producción de líquidos en la planta de fraccionamiento que
completa el proceso.
Las siguientes alternativas sirvieron de soporte para buscar la solución del problema:
• Agregar antiespumante para disminuir el espumaje.
• Analizar la solución para detectar las posibles causas del espumaje.
• Analizar las condiciones de trabajo de la planta para verificar si se trata de
espumaje mecánico: caudal alto o bajas presiones de operación.
• Detección de espumaje químico, producido por el arrastre de líquidos en el
separador que protege la planta.
Se concluyó que el problema más probable era la presencia de hidrocarburos
líquidos mezclados con la solución de amina, con altas probabilidades de que
estuviera roto el extractor de niebla. El estudio del caso se condujo en esta
dirección.
La Tabla 6, presenta las composiciones y algunas características reportadas del gas
de entrada y salida del separador.
La Figura 67, presenta un dibujo esquemático del separador en el cual se anotan los
parámetros representativos que se requieren para realizar el estudio.
• Se calculó la capacidad real del separador para comprobar que – en sus
condiciones normales de operación – pudiera manejar los caudales que se están
procesando.
• Las composiciones del gas a la entrada y salida del separador.
129
Tabla 6. Composición y características del gas de entrada y salida del separador V-2.
Fuente: González (2010).
Componentes Entrada Salida
N2 0,526 0,554 C1 88,329 89,622 CO2 1,915 1,916 C2 5,236 5,011 C3 2,059 1,717 iC4 0,475 0,337 nC4 0,624 0,405 iC5 0,322 0,159 nC5 0,199 0,090 nC6 0,185 0,114 nC7 0,094 0,058
nC8 0,036 0,017 Total 100,000 100,000
Características
M (lbs/lbmol) 18,9526 18,4271 GPM 1,2444 0,8822
Parámetros
P (lpca) 1115,58 T (°F) -0,76
Qgas (MMpcdn) 166,0 Qlíq. (B/D) 1431,18
La Figura 68, presenta los diagramas de fases superpuestos de las composiciones
de entrada y salida del recipiente, adicionalmente se observa:
• La composición de los fluidos que sirven de base para construir las envolventes.
• La envolvente que corresponde al gas de entrada al recipiente (V-2).
• La envolvente que representa la composición del gas a la salida del separador.
• La condición de operación del recipiente (-0,76 °F y 1115,58 lpca).
130
47,24”3,94’
35,43”2,95’
50,51”4,21’
283,46”23,62’
Extractor de niebla
Salida0,554
89,6221,916
5,0111,717
0,3370,405
0,1590,090
0,114
0,0580,017
100,000
Comp.N2
C1
CO2
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7
C8
TotalM = 18,4271
GPM = 0,8822 gal/1000 pc
Salida0,554
89,6221,916
5,0111,717
0,3370,405
0,1590,090
0,114
0,0580,017
100,000
Salida0,554
89,6221,916
5,0111,717
0,3370,405
0,1590,090
0,114
0,0580,017
100,000
Salida0,554
89,6221,916
5,0111,717
0,3370,405
0,1590,090
0,114
0,0580,017
100,000
Salida0,554
89,6221,916
5,0111,717
0,3370,405
0,1590,090
0,114
0,0580,017
100,000
Comp.N2
C1
CO2
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7
C8
Total
Comp.N2
C1
CO2
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7
C8
TotalM = 18,4271
GPM = 0,8822 gal/1000 pc
Entrada0,526
88,3291,9155,236
2,059
0,4750,624
0,3220,199
0,1850,094
0,036
100,000
Comp.N2
C1
CO2
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7
C8
TotalM = 18,9526
GPM = 1,2444 gal/1000 pc
Entrada0,526
88,3291,9155,236
2,059
0,4750,624
0,3220,199
0,1850,094
0,036
100,000
Comp.N2
C1
CO2
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7
C8
Total
Entrada0,526
88,3291,9155,236
2,059
0,4750,624
0,3220,199
0,1850,094
0,036
100,000
Comp.N2
C1
CO2
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7
C8
Total
Entrada0,526
88,3291,9155,236
2,059
0,4750,624
0,3220,199
0,1850,094
0,036
100,000
Entrada0,526
88,3291,9155,236
2,059
0,4750,624
0,3220,199
0,1850,094
0,036
100,000
Entrada0,526
88,3291,9155,236
2,059
0,4750,624
0,3220,199
0,1850,094
0,036
100,000
Comp.N2
C1
CO2
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7
C8
TotalM = 18,9526
GPM = 1,2444 gal/1000 pc
Qg = 166 MM p3/día
Ql = 1431,18 B/día
12Salida de gas Entrada de gas
∆∆∆∆GPM = 0,3622 gal/1000 pc
Figura 67. Esquema del separador V-2. Fuente: González (2010).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
Gas de EntradaGas de Salida
Condición de Operación
P = 1115,58 lpcaT = -0,76 ºF
Condiciones Contractuales
P = 812,40 lpcaT = 24,8 ºF
Entrada Salida
CO2 1,915 1,916
N2 0,526 0,554
C1 88,329 89,622
C2 5,236 5,011
C3 2,059 1,717
IC4 0,475 0,337
NC4 0,624 0,405
IC5 0,322 0,159
NC5 0,199 0,090
C6 0,185 0,114
C7 0,094 0,058
C8 0,036 0,017
COMPOSICIÓN
Figura 68. Gas de entrada y salida del separador V-2. Fuente: González (2010).
131
• Las condiciones fijadas por el Ente Regulador de Energía (ENAGAS) para
entregar el fluido (24,8 °F y 812,40 lpca).
Cabe resaltar que los diagramas de fases presentados fueron realizados con el
modelo matemático de Peng-Robinson incluido en el simulador comercial.
Al estudiar esta gráfica es evidente que no se están cumpliendo con las exigencias
gubernamentales para entregar el fluido, para el cual, el punto de operación (presión y
temperatura) debería coincidir con el punto de rocío del sistema. Igualmente el lugar
geométrico de los puntos de rocío, debe estar dentro del indicador fijado por el Ente
Regulador. Estas características se cumplen satisfactoriamente en la envolvente
dibujada en la Figura 69, la cual se obtuvo haciendo un “flash” con el gas de entrada a
las condiciones de trabajo del separador. Esta nueva curva representa la composición
del gas que debería estar saliendo del separador.
De esa manera la Figura 69, nos presenta lo siguiente:
• La envolvente correspondiente al gas que alimenta el separador (muestra real
tomada en el campo y analizada cromatográficamente).
• El gas que debería salir del separador (muestra teórica calculada con
simuladores).
• La envolvente correspondiente al líquido que sale del separador (muestra teórica
calculada con simuladores). Aquí se observa que, en efecto, la curva que
representa el gas que sale del recipiente pasa por el punto de rocío del sistema y
que, de ser así, se estaría cumpliendo con las normas del Ente Regulador del
Gas y el separador estaría trabajando de manera satisfactoria.
La Figura 70 se corresponde con la Figura 68, a la cual se le ha agregado la
envolvente del gas que debería salir del separador. Ahora es posible visualizar el
comportamiento del fluido que está saliendo del recipiente con el que debería estar
saliendo de la unidad.
132
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -200 -100 0 100 200 300 400
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
) Condición de Operación
P = 1115,58 lpcaT = -0,76 ºF
Condiciones Contractuales
P = 812,40 lpcaT = 24,8 ºF
Gas de EntradaGas de TopeLíquido de Fondo
Figura 69. Diagrama de fases de los fluidos del separador V-2. Flash a las condiciones
de P = 1115,58 lpca y T = - 0,76 °F. Fuente: González (2010).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -200 -100 0 100 200 300 400
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
Condición de Operación
P = 1115,58 lpcaT = -0,76 ºF
Condiciones Contractuales
P = 812,40 lpcaT = 24,8 ºF
Gas de EntradaGas de TopeLíquido de FondoGas de Salida
Entrada Salida
CO2 1,915 1,916
N2 0,526 0,554
C1 88,329 89,622
C2 5,236 5,011
C3 2,059 1,717
IC4 0,475 0,337
NC4 0,624 0,405
IC5 0,322 0,159
NC5 0,199 0,090
C6 0,185 0,114
C7 0,094 0,058
C8 0,036 0,017
COMPOSICIÓN
Figura 70. Envolventes correspondientes al separador V-2. Fuente: González (2010).
133
Con un análisis adicional que se presenta en la Figura 71 se dibuja con un sector
rayado la cantidad de líquido que está siendo arrastrado hacia la planta de aminas.
Para cuantificar la cantidad de líquido arrastrado se compara el GPM del gas que está
saliendo del separador con el GPM del gas que debería salir. La diferencia se toma
como la cantidad de líquidos que se pierde en la planta de aminas y que, no llega a
producirse en la planta de extracción colocada aguas abajo del sistema.
El valor registrado: ∆GPM = 0,34 representa un caudal de 1342,95 B/D (7540,10
p3/día), lo cual produce un impacto económico de alto nivel.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -200 -100 0 100 200 300 400
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (
lpca
)
Condición de Operación
P = 1115,58 lpcaT = -0,76 ºF
Condiciones Contractuales
P = 812,40 lpcaT = 24,8 ºF
Gas de EntradaGas de TopeLíquido de FondoGas de Salida
Entrada Salida
CO2 1,915 1,916
N2 0,526 0,554
C1 88,329 89,622
C2 5,236 5,011
C3 2,059 1,717
IC4 0,475 0,337
NC4 0,624 0,405
IC5 0,322 0,159
NC5 0,199 0,090
C6 0,185 0,114
C7 0,094 0,058
C8 0,036 0,017
COMPOSICIÓN
∆∆∆∆GPM = 0,341342,95 B/D7540,10 p3/día314,17 p3/hr
Figura 71. Envolventes, indicando la cantidad de líquido arrastrada en el separador V-
2. Fuente: González (2010).
4.3.1. Análisis del Caso No. 3.
• Esta metodología, empleada para representar, lo que se supone que estaba
ocurriendo, resultó tan clara que la gerencia de la empresa se animó a parar la
planta, abrir el separador y verificar el extractor de niebla. En efecto, se
demostró que el extractor estaba roto. Fue reemplazado y, de nuevo, entró en
servicio la planta, en condiciones satisfactorias.
134
• Posteriormente se supo que otra empresa había hecho el estudio y, como en
este caso llegaron a la misma conclusión. En esa ocasión trabajaron midiendo la
diferencial de presión a través del extractor de niebla, un valor tan pequeño, que
introducía dudas sobre la validez del procedimiento. El método del diagrama de
fases permitió visualizar el comportamiento del sistema con indicadores claros
sobre las pérdidas de hidrocarburos que invitaron a corregir el impacto
económico que se estaba produciendo.
4.4. Caso No. 4: Comportamiento de los fluidos en sistemas de compresión.
El Caso No. 4 estará dirigido al empleo de los diagramas de fases en los sistemas
de compresión. Se analizarán dos ejemplos:
Caso No. 4A: Compresión del gas que sale de la recuperadora de vapor.
Caso No. 4B: Un sistema de compresión en múltiples etapas.
4.4.1. Caso No. 4A: Compresión del gas que sale de la recuperadora de vapor.
La recuperación del gas que se produce en tanques de estabilización de petróleo
tiene su origen en fecha muy reciente gracias al precio que han tomado los
hidrocarburos en los últimos años, lo cual hace atractiva la recuperación de los líquidos
de los vapores pesados que se generan en los tanques de almacenamiento, a baja
presión.
En la Figura 72, se presenta un diagrama de flujo del gas que sale del tanque de
almacenamiento, pasa por un cilindro horizontal donde se retienen los líquidos que
pudiera arrastrar el gas que normalmente se ventea, y llega a la primera etapa de
compresión, donde la presión de succión es 8 -10” H2O.
La riqueza de estos vapores es muy alta (GPM = 22,33 gals/M pcn, equivalentes a
531,17 Bls/ MM pcn), lo cual se convierte en el principal problema que se debe vencer
para comprimir y aprovechar los componentes licuables del gas natural. Los valores
135
presión y temperatura para cada una de las etapas de compresión aparecen en la
Figura 72.
La riqueza del gas por recuperar es tan alta que, al representar el incremento de la
presión sobre el diagrama de fases, la línea pasa exactamente sobre el lugar
geométrico de los puntos de rocío o, en ocasiones, entra en la zona líquida de la
envolvente (Ver Figs. 73 y 74).
8-12 ”H2O(110 – 160 °F)
10001,2,3,4,5,6
10001,2,3,4,5,6
DL-4A/B/CHacia succiónPC-JUS-3,4,5(Miniplantas)
DescargaRV-2,3,4
Hacia tanques de estabilización
Etapa 1Etapa 2
Líquido de compresión:70 – 120 BPD
Descarga:1.7-2.3 MM pcnd(124 – 130 psig)(110 – 120 °F)
Tanques de estabilización
LC
LC
Interetapa:(27 – 30 psig)(200 – 210 °F)
Succión:8-10 ”H2O(120 – 130 °F)
Figura 72. Esquema de la recuperadora de vapor. Fuente: González (2010).
Esta zona de operación es muy riesgosa; cuando el compresor se detiene por fallas
de la electricidad u otras causas, el líquido contenido en el gas rápidamente decanta y.
al arrancarlo de nuevo, se destruye el compresor. El espacio muerto de los
compresores reciprocantes no es capaz de manejar los líquidos entrampados y se
destruyen. Son muchos los casos de rotura de compresores que se producen por esta
causa.
En la primera etapa de compresión la presión se eleva a 27-30 lpcm ( 41.7 - 44,7
lpca) y la temperatura a 200-210°F, el fluido pasa por un enfriador de interetapa, el
separador respectivo y se comprime - en la segunda etapa – para llevarlo a 122-130
lpcm (136.7 - 144,7 lpca) y 110-120°F, después de la segunda etapa de enfriamiento.
136
Al enfriar el fluido después de la primera etapa de compresión, entra en la envolvente y
– por efectos del enfriamiento – separa una porción de los componentes licuables,
dibujada en el espacio rayado. Estos líquidos se recogen y se envían al tanque de
estabilización.
La Figura 73, es un dibujo descriptivo las dos etapas de compresión sobre el
diagrama de fases del gas de alimentación.
0
200
400
600
800
1000
1200
-300 -200 -100 0 100 200 300 400
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
23
4’
1
4
CO2 2,709N2 0,576C1 15,261C2 13,713C3 24,319IC4 6,860NC4 14,907IC5 5,945NC5 5,581C6 4,905C7 3,379C8 1,468C9 0,327C10 0,050C11 0,006
COMPOSICIÓN
M = 49,40 GPM = 22,34 gal/1000 pc
Figura 73. Diagrama de fases del gas de alimentación. Etapas de compresión. Fuente:
González (2010).
En la Figura 74, el dibujo anterior se amplía para mostrar con mayor claridad el
régimen de compresión, marcados con los puntos 1, 2, 3, 4 y 4’. En la segunda etapa la
presión se incrementa desde 25 a 120 lpcm (39,7 – 134.7 lpca). El ciclo se cierra
cuando, nuevamente, el fluido se enfría hasta 120°F. Los líquidos que se recuperan en
esta segunda etapa de enfriamiento se retiran en el separador de salida y se envían al
tanque de estabilización.
137
0
50
100
150
200
0 50 100 150 200 250 300
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
Puntos de rocío
Vapor
P = 44,7 lpcaP = 39,7 lpca
P = 144,7 lpca
33
44
22
11
4’4’
L = 11,19%
V = 88,81%
Puntos de rocíoPuntos de rocío
P = 15,04 lpca
Figura 74. Diagrama de fases del gas de alimentación. Etapas de compresión,
ampliado. Fuente: González (2010).
4.4.1.1. Análisis del Caso No. 4A.
El proceso antes descrito fue el resultado de un estudio preliminar que llevó a
recuperar los hidrocarburos licuables que se estaban perdiendo. No obstante al instalar
el sistema se emplearon compresores reciprocantes que estaban disponibles en los
patios de tanque lo cual condujo a la rotura frecuente de estas unidades por los
líquidos que separan del gas pesado. Se recomendó que, para corregir el problema se
instalaran compresores capaces de manejar cantidades apreciables de líquidos,
conjuntamente con el gas natural.
4.4.2. Caso No. 4B: Sistemas de compresión en múltiples etapas.
El objetivo de este segundo ejemplo dedicado a las aplicaciones de los diagramas
de fases a los sistemas de compresión, es detectar - mediante un análisis previo - la
138
posibilidad de destruir el compresor cuando no se tiene un conocimiento claro de cómo
habrán de comportarse los fluidos durante la compresión.
En una primera lámina (gas de entrada al compresor), Figura 75, aparece la
composición, el diagrama de fases respectivo y los valores de presión y temperatura,
indicados con asteriscos, que corresponden a las condiciones de entrada y de salida
del gas al sistema, donde el gas se comprime desde 474,4 lpca hasta 1245 lpca. Por
simple observación de la figura se deduce que si – en efecto la composición que se está
suministrando es ésa, no hay posibilidades de que los líquidos se condensen dentro del
compresor. No siempre se tiene tanta suerte y, con frecuencia se descubre que el
análisis que se suministra no está actualizado.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-300 -200 -100 0 100 200 300
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
Muestra50% Gas75% Gas90% Gas95% Gas
474,4 lpca95 ºF
1245 lpca262 ºFCO2 6,122
C1 81,633C2 8,163C3 4,082
COMPOSICIÓN
Figura 75. Diagrama de fases de un gas de entrada a un compresor. Fuente: González
(2010).
Las muestras que siguen (Tabla 7) nos presenta las composiciones de entrada y
salida a un sistema de compresión en tres etapas. Se señalan, además, las condiciones
de presión y temperatura en la entrada y salida del compresor (80 lpcm y 90 °F, vs 1600
lpcm y 126°F). En las figuras que siguen (Figura 76 y Figura 77) se dibujan los
diagramas de fases de las muestras.
139
Tabla 7. Composiciones de entrada y salida del sistema de compresión en tres etapas.
Fuente: González (2010).
Componentes Entrada Salida
H2O 0,796 0,400
CO2 7,053 7,243
N2 0,469 0,119
C1 52,806 41,405
C2 19,163 19,072
C3 11,841 15,370
iC4 2,003 4,017
nC4 3,614 7,342
iC5 0,950 1,903
nC5 0,916 1,825
nC6 0,056 0,936
nC7 0,177 0,233
nC8 0,068 0,064
nC9 0,069 0,058
nC10 0,019 0,012
Total 100,000 100,000 Condiciones de P y T
Presión (lpcm) 80 1630 Temp. (°F) 90 125
En la Figura 78, se superponen los diagramas de fases de las muestras analizadas,
no obstante, se observa que las composiciones han sido invertidas. La muestra más
pesada, reportada como descarga del compresor, debe ser la que llega al compresor y,
por cuanto al comprimir el gas se le retira una porción de condensables, la muestra de
salida debe ser la más liviana (gas de carga).
En la Figura 79, se presentan simultáneamente las diferentes curvas representativas
del análisis, de donde se desprende lo siguiente:
140
• La curva más pesada, identificada como gas de descarga, debe corresponder a
la muestra que llega al sistema de compresión.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
-250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 250
Temperatura (ºF)
Pre
sio
n (
lpca
)
H2O 0,796 CO2 7,053 N2 0,469 C1 52,806 C2 19,163 C3 11,841 iC4 2,003 nC4 3,614 iC5 0,950 nC5 0,916 nC6 0,056 nC7 0,177 nC8 0,068 nC9 0,069nC10 0,019
COMPOSICIÓN Gas de Carga95,0 % Gas90,0 % Gas75,0 % Gas50,0 % Gas
P = 94.7 lpcaT = 90 ºF
Figura 76. Gas de carga al compresor. Fuente: González (2010).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 250
Temperatura (ºF)
Pre
sió
n (l
pca
)
H2O 0,400 CO2 7,243 N2 0,119 C1 41,405 C2 19,072 C3 15,370 iC4 4,017 nC4 7,342 iC5 1,903 nC5 1,825 nC6 0,936 nC7 0,233 nC8 0,064 nC9 0,058 nC10 0,012
COMPOSICIÓN Gas de Descarga95,0 % Gas90,0 % Gas75,0 % Gas50,0 % Gas
P = 1644,7 lpcaT = 125 ºF
Figura 77. Gas de descarga del compresor. Fuente: González (2010).
141
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
-250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 250
Temperatura (ºF)
Pre
sión (l
pca
)
Gas de CargaGas de Descarga
Carga Desc.
H2O 0,796 0,400 CO2 7,053 7,243 N2 0,469 0,119 C1 52,806 41,405 C2 19,163 19,072 C3 11,841 15,370 iC4 2,003 4,017 nC4 3,614 7,342 iC5 0,950 1,903 nC5 0,916 1,825 nC6 0,056 0,936 nC7 0,177 0,233 nC8 0,068 0,064 nC9 0,069 0,058 nC10 0,019 0,012
COMPOSICIÓN
Figura 78. Gas de carga y descarga del compresor superpuestos. Fuente: González
(2010).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-250 -150 -50 50 150 250 350 450
Temperatura (ºF)
Pre
sio
n (
lpca
)
94,7 lpca90 °F
1645 lpca125 °F
Salida primer compresor: 258 ºF280 lpca
Salida segundo compresor: 232 ºF635 lpca
Salida tercer compresor: 295 ºF1650 lpca
100 ºF270 lpca
125 ºF630 lpca
Gas de descarga 1ª 2ª y 3ª etapas
Gas de succión reportado
Gas de descarga reportado
Figura 79. Etapas de compresión. Fuente: González (2010).
142
• La curva identificada como gas de succión, debe corresponder al gas
comprimido, que deja el sistema.
• Las curvas superpuestas, correspondientes a las muestras calculadas con el
simulador a la salida de la primera, segunda y tercera etapa del compresor.
• La escalera es un indicador de las diferentes etapas de compresión.
4.4.2.1. Análisis del Caso No. 4B.
El trabajo debe repetirse, solamente se puede aceptar en forma preliminar. Tanto la
composición de entrada como la de salida, que a simple vista lucen invertidas, son más
pesadas de lo que correspondería, en razón de lo cual se recomienda:
• Volver a tomar las muestras, teniendo mucho cuidado al identificar cada una de
ellas.
• Verificar con cuidado los parámetros correspondientes a la entrada y salida de
cada etapa.
• Analizar la posibilidad de que haya arrastre en el sistema, porque las envolventes
lucen más pesadas que lo esperado.
4.5. Caso No. 5: Comportamiento de los fluidos en sistemas de expansión.
Este caso se refiere a los problemas que se pueden producir al entregar un gas más
rico que lo que corresponde por contrato, con el impacto que puede generarse por la
presencia de condensados en el sistema.
En este ejemplo específico los líquidos que se generan por efecto de la expansión
envenenan los catalizadores, lo cual resulta altamente costoso, en principio la empresa
que suministra el gas natural se considera responsable por los daños producidos.
143
La Figura 80, presenta la composición del gas indicada en el contrato de suministro,
el diagrama de fases muestra la factibilidad de que no haya líquido presente por encima
de 0 °F (el cricondentérmico), en estas condiciones el sistema trabajaría de manera
satisfactoria.
La Figura 81, entrega la envolvente correspondiente al gas rico que ocasionalmente
entra al gasoducto. En este caso habría la posibilidad de que se depositaran
hidrocarburos en estado líquido cuando la temperatura se ubique por debajo de 35 °F.
Esto puede ocurrir en el caso que se presenta, porque – después de recibir el gas – la
empresa lo expande en dos oportunidades con la subsiguiente reducción de la
temperatura.
0
200
400
600
800
1000
1200
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
CO2 7,000N2 0,000C1 80,490C2 11,100C3 0,790IC4 0,000NC4 0,120IC5 0,000NC5 0,500C6 0,000
COMPOSICIÓN Muestra99.5% Gas99.0% Gas97.0% Gas95.0% Gas
Figura 80. Diagrama de fases de la composición de contrato. (Venta a SIDOR). Fuente:
González (2010).
Para estudiar el efecto se analiza la Figura 82, en la cual se han superpuesto las dos
envolventes: gas rico y gas de contrato, dejando al descubierto la sección en la cual se
producirían condensados en el sistema por efectos de una operación indebida.
144
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
CO2 6,000N2 0,200C1 78,780C2 10,000C3 3,000IC4 0,700NC4 0,250IC5 0,250NC5 0,500C6 0,120
COMPOSICIÓN Muestra99.5% Gas99.0% Gas97.0% Gas95.0% Gas
Figura 81. Diagrama de fases de la composición de gas rico. (Fuera de especificación).
Fuente: González (2010).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
Gas de ContratoGas RicoContrato Rico
CO2 7,000 6,000N2 0,000 0,200C1 80,490 78,780C2 11,100 10,000C3 0,790 3,000IC4 0,000 0,700NC4 0,120 0,250IC5 0,000 0,250NC5 0,500 0,500C6 0,000 0,120
COMPOSICIÓN
Figura 82. Diagrama de fases del gas de contrato y del gas rico superpuestos. Fuente:
González (2010).
145
En la Figura 83, se esquematiza el sistema de suministro de gas a la planta. El gas
entra a 650 lpcm y 90°F, pasa por una válvula J-T que reduce la presión a 350 °F y
73,29 °F, en una primera expansión y, posteriormente a 280 lpcm y 68,78 °F, al
expandirlo por segunda vez. Luego el gas se hace pasar por un separador en el cual se
le retiran los líquidos producidos.
En la Figura 84, se esquematiza el comportamiento del gas natural a medida que se
baja la presión y, en consecuencia, la temperatura del sistema. Una ampliación del
dibujo en referencia (Ver Figura 85) ilustra las consecuencias del descenso de la
presión y de la temperatura como resultante de la expansión sucesiva.
El fluido parte de una zona completamente gasificada, entra en el punto de rocío del
sistema y permanece dentro de la envolvente hasta el punto de 220 lpcm, donde se
depositan los líquidos que terminan dañando los catalizadores.
Figura 83. Esquema del proceso SIDOR. Fuente: González (2010).
146
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
P = 234,7 lpca
P = 294,7 lpca
Entrada Pesado
CO2 4,000 4,000C1 90,600 90,500C2 2,600 2,600C3 1,100 1,100IC4 0,400 0,400NC4 0,200 0,200IC5 0,300 0,300NC5 0,200 0,200C6 0,300 0,300C7 0,300 0,400
COMPOSICIÓN Gas de EntradaGas Pesado
P = 364,7 lpca
P = 664,7 lpca
Figura 84. Gas de entrada al separador F-3 y gas pesado superpuestos. Expansión por
etapas. Fuente: González (2010).
0
100
200
300
400
500
600
700
50 60 70 80 90 100
Temperatura (°F)
Pre
sió
n (l
pca
)
P = 234,7 lpca
P = 294,7 lpca
P = 364,7 lpca
P = 664,7 lpcaEntrada Pesado
CO2 4,000 4,000C1 90,600 90,500C2 2,600 2,600C3 1,100 1,100IC4 0,400 0,400NC4 0,200 0,200IC5 0,300 0,300NC5 0,200 0,200C6 0,300 0,300C7 0,300 0,400
COMPOSICIÓN Gas de EntradaGas Pesado
Figura 85. Gas de entrada al separador F-3 y gas pesado superpuestos. Expansión por
etapas, ampliado. Fuente: González (2010).
147
4.5.1. Análisis del Caso No. 5.
La respuesta sobre la culpabilidad de los daños producidos habría que obtenerla al
analizar las condiciones contractuales que se pusieron en vigencia para la prestación
del servicio. Para definir la culpabilidad en el tema que se discute, varias
consideraciones pueden hacerse al respecto:
• El gas no tiene una composición fija y cambia continuamente dependiendo de los
pozos que contribuyen a configurar la corriente y de las condiciones de presión y
temperatura vigentes durante el transporte del gas natural. Por lo tanto,
cualquier composición indicada sirve únicamente como referencia.
• El gas fue entregado en una zona donde la mezcla está totalmente gasificada,
de donde, si el contrato específicamente establece que el fluido debe entregarse
sin líquidos en el sistema, la operación estaba cumpliendo con las condiciones
contractuales.
• El cambio de presión y temperatura – realizado por el cliente - condensa el fluido
dentro de sus instalaciones y, en consecuencia, se generan los líquidos que
terminan dañando los catalizadores. De donde se puede inferir que el cliente no
se asesoró de manera debida para que los conocedores del comportamiento
termodinámico del fluido advirtieran sobre la mala práctica puesta en vigencia y
sus posibles consecuencias.
• En caso de que el contrato establezca de manera firme la necesidad de cumplir
con la composición indicada, el error habría sido de la empresa que suministra el
gas natural.
• Como resultado final, la nación debió pagar la demanda establecida por el cliente
por los daños que los líquidos que se condensan le ocasionaron a los
catalizadores.
148
CONCLUSIONES
• El conocimiento del diagrama de fases es un soporte fundamental para evaluar la
calidad de las muestras y su representatividad.
• La “toma de muestras” debe estar sujeta a procedimientos rigurosos que
permitan la obtención resultados confiables para estar en condiciones de
pronunciarse con respecto al análisis de fallas.
• Se ha analizado la importancia del diagrama de fases, aplicado a mezclas de
hidrocarburos, para diseñar, operar y corregir fallas en los equipos y plantas de
gas natural.
• En el caso específico de los separadores, el diagrama de fases permite detectar
el arrastre de líquidos con el gas que sale por el tope, prever el mal
funcionamiento de los equipos y hacer los correctivos que correspondan.
• La recombinación del gas y del líquido que salen del recipiente conduce al
conocimiento de los fluidos que vienen del pozo, con lo cual se generan ahorros
considerables, porque se evita la necesidad de sacar una muestra del fondo del
pozo. La aplicación de esta técnica obliga al análisis previo de muchos casos
con lo cual se garantice un veredicto confiable. Este aspecto es muy importante
para definir la composición de los fluidos del yacimiento.
• Antes de inyectar nitrógeno, dióxido de carbono y otros gases capaces de alterar
el comportamiento de los fluidos del yacimiento se debe analizar las alteraciones
que dichos contaminantes le introducen al diagrama de fases, y por lo tanto, al
comportamiento de los fluidos en el yacimiento.
149
• La experiencia acumulada durante el desarrollo de la investigación indica que se
están produciendo muchos casos de rotura de compresores debido a que el
ingeniero no conoce el diagrama de fases de los fluidos que maneja y permite la
acumulación de líquidos dentro del compresor.
150
RECOMENDACIONES
• Se recomienda emplear el diagrama de fases como una metodología para
visualizar el comportamiento de los fluidos y detectar fallas operacionales en los
equipos y procesos de la industria.
• Se recomienda extender – en estudios futuros – al empleo del diagrama de fases
en las plantas de deshidratación y endulzamiento, con el fin de evitar fallas y
mejorar el comportamiento de las plantas.
• Se debe mantener presente que la factibilidad de acertar en el estudio depende
de factores como:
Los modelos matemáticos que se empleen.
La calidad de la toma de la muestra
Del desarrollo del análisis cromatográfico, entre otros.
• Se recomienda ampliar, en trabajos sucesivos, el estudio de las correlaciones de
las propiedades de los fluidos.
151
BIBLIOGRAFÍA
Textos y Tesis de Grado:
• Campbell J. (1994). Gas conditioning and processing, volumen I y II.
• Calles M. y Sánchez. L. (2005). Construcción de envolventes de fases para
hidrocarburos gaseosos. Trabajo de grado. La Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.
• Dávila B. (2007). Estimación del comportamiento termodinámico para cuantificar las fases gas-hidrato en equilibrio para un sistema de gas natural. Trabajo de grado. La Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.
• Instituto de Investigaciones Petroleras de La Universidad del Zulia (INPELUZ) (2009). Técnicas de muestreo para análisis de gas. Maracaibo, Venezuela: Autor.
• Martínez M. (2008). Ingeniería de gas, principios y aplicaciones.
• Martínez M. (2006). Características y comportamiento de los hidrocarburos.
• Martínez M. y Velásquez B. (2006). Diccionario de gas natural.
• Martínez M. (2003). El diagrama de fases “Un lenguaje en la industria del gas natural”.
• Martínez M. (2000). Hipertexto de cromatografía de fase gaseosa.
• Martínez M. (1985) .Cromatografía de fase gaseosa.
• Perozo J. (2003). Comportamiento del sistema de compresión y distribución de la planta compresora Tía Juana - 2 por falla del compresor 6. Trabajo de grado. La Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.
152
• Rodríguez C. (2002). Determinación cuantitativa del arrastre de líquido presente en el gas de salida de la E/F 5-9 y 6-9 de la unidad de explotación lagomedio. Trabajo de grado. La Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.
Páginas web:
• www.gas-training.com • www.google.com • www.pdvsa.gob.ve • www.wikipedia.com • www.yahoo.com
153
ANEXOS
NIVEL: 60 lpcm
Qneto: 5 BNPDP= 100 lpca
Qgas: 0.263T= 109.7 °F
Composición POZO: JM 206-A
11.4780.009N - Nonanos
1.6950.009O-Xyleno
2.0980.002M/P-Xyleno
0.7000.001E-Benzeno
15.8510.022N - Octanos
0.6260.045Tolueno
6.9920.001M-C-Hexano
8.1550.064N - Heptanos
1.7320.044Cyclohexano
0.0600.048Benzeno
2.0300.037M-C-Pentano
4.8570.208N – Hexanos
1.4440.203N – Pentano
1.6450.235I – Pentano
1.1150.690N – Butano
0.5980.541I – Butano
0.5972.590Propano
0.2695.080Etano
1.79477.273Metano
0.00021.000H2S (ppmv)
0.45312.864Dióxido de Carbono
0.0030.031Nitrógeno
Liquido (%mol)Gas (%mol)Componente
0.0010.000pseudo C25H52
0.0010.000pseudo C24H50
0.0020.000pseudo C23H48
0.0110.000pseudo C22H46
0.0380.000pseudo C21H44
0.1360.000pseudo C20H42
0.5100.000pseudo C19H40
0.8840.000pseudo C18H38
0.8570.000pseudo C17H36
1.2350.000pseudo C16H34
1.6500.000pseudo C15H32
1.5610.000pseudo C14H30
4.4210.000pseudo C13H28
5.0150.000C12+
7.6740.000pseudo C11H24
11.8110.001pseudo C10H22
Liquido (%mol)Gas (%mol)Componente
