Diseño y simulación del proceso de remoción de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono contenido en el gas natural

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(1)Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. UNIVERSIDAD NACIONAL DE TRUJILLO FACULTAD DE INGENIERIA QUIMICA. Qu. ím. ica. UN T. ESCUELA ACADÉMICO PROFESIONAL DE INGENIERÍA QUÍMICA. “DISEÑO Y SIMULACIÓN DEL PROCESO DE REMOCIÓN DE. ge nie ría. SULFURO DE HIDROGENO Y DIÓXIDO DE CARBONO CONTENIDO EN EL GAS NATURAL”. AUTORES:. In. Bach. Julio César Gamboa Moreno. ASESOR:. Ms. Luis Moncada Albitres. ot e. ca. de. Bach. Andy Joel Portilla Suárez. INGENIERO QUÍMICO. Bi. bli. PROYECTO DE INVESTIGACION PARA OPTAR EL TÍTULO DE. TRUJILLO – 2012. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(2) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. “DISEÑO Y SIMULACIÓN DEL PROCESO DE REMOCIÓN DE. CONTENIDO EN EL GAS NATURAL”. UN T. SULFURO DE HIDROGENO Y DIÓXIDO DE CARBONO. ica. Trabajo de grado presentado ante la ilustre UNIVERSIDAD NACIONAL DE. ím. TRUJILLO como requisito para optar el título de INGENIERO QUÍMICO.. Qu. Autores:. Bach. Julio César Gamboa Moreno. ge nie ría. DNI: 45820777. Bach. Andy Joel Portilla Suárez. Bi. bli. ot e. ca. de. In. DNI: 44512900. I Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(3) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. UN T. TRIBUNAL DE TITULACION. Señores Miembros del jurado:. En cumplimiento con lo dispuesto en el Reglamento de Grados y Títulos de la Escuela Académico Profesional de Ingeniería Química de la Universidad Nacional de Trujillo,. ica. me permito poner a vuestra consideración la presente tesis: “ACONDICIONAMIENTO DEL GAS NATURAL”; con la finalidad de ser evaluado para optar el Título de. ge nie ría. Qu. ím. Ingeniero Químico.. Secretario. Bi. bli. ot e. ca. de. In. Presidente. Asesor. II Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(4) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. UN T. DECLARACIÓN EXPRESA “La responsabilidad del contenido de este Proyecto para la obtención del grado de Ingeniero Químico, corresponde exclusivamente a los autores del presente trabajo; y el. ge nie ría. Qu. ím. ica. patrimonio intelectual del mismo a la UNIVERSIDAD NACIONAL DE TRUJILLO”.. Bach. Andy Joel Portilla Suárez. Bi. bli. ot e. ca. de. In. Bach. Julio César Gamboa Moreno. III Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(5) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. DEDICATORIA. UN T. A: Dios, por darme la oportunidad de vivir y por estar conmigo en cada paso que. ica. doy, por fortalecer mi corazón e iluminar mi mente y por haber puesto. ím. en mi camino a aquellas personas que han sido mi soporte y compañía durante. Qu. todo el periodo de estudio.. Mi padre, Leopoldo Gamboa,. y mi. madre, Laura Moreno, por darme la. ge nie ría. vida, quererme mucho, creer en mi y porque siempre me apoyaron. Papá, Mamá gracias por darme una carrera para mi futuro, todo esto se lo debo a ustedes.. Mi abuela Leticia de Moreno (QEPD). prima,. Roxana,. Mis. hermanos,. Anthony. Michel,. Michael Junior y Luis Alberto, por estar conmigo y apoyarme siempre, los quiero mucho.. por. haberme. ot e. Mi. ca. de. también te lo debo a ti.. In. por quererme y apoyarme siempre, esto. apoyado y haber estado siempre cerca. Bi. bli. en los buenos y malos momentos. Mi sobrino, Jower Ricardo, para que veas en mí un ejemplo a seguir. JULIO CESAR GAMBOA MORENO. IV Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(6) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. DEDICATORIA. UN T. Dedico este trabajo principalmente a Dios, por bendecirme a lo largo de mi vida, guiarme por el buen camino y protegerme. ica. siempre en los momentos difíciles.. A mis padres Joel y Doris por todos los. ím. valores que me inculcaron y por todo el apoyo incondicional que me brindaron a. Qu. lo largo de mi vida, y en mis años de estudio, sin ustedes no hubiese logrado alcanzar. ésta. meta.. Los. amo. ge nie ría. infinitamente.. A mis abuelitos Néstor, Victoriano y Santa, a pesar de nuestra distancia física,. siento que están conmigo siempre y aunque. nos faltaron muchas cosas por vivir juntos,. In. sé que este momento hubiera sido tan especial para ustedes como lo es para mí.. de. A mi hermano Frank, que a pesar de tu corta edad siempre me apoyas en lo que. ot e. ca. crees que está bien. A mi abuelita Marina por sus buenos consejos y su apoyo moral.. A Claudia, por acompañarme durante estos compartir. bli. años,. conmigo. alegrías. y. Bi. fracasos, por su amor y por demostrarme que siempre podré contar y confiar en ella. ANDY JOEL PORTILLA SUÁREZ. V Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(7) UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. AGRADECIMIENTO. ica. Agradecer al Departamento de Ingeniería Química de la Universidad Nacional de Trujillo por su acogida y el apoyo recibido durante los largos y fructíferos periodos que. ím. hemos desarrollado nuestra carrera profesional.. Qu. A los docentes que nos han acompañado durante el largo camino, brindándonos siempre su orientación con profesionalismo ético en la adquisición de conocimientos y. ge nie ría. afianzando nuestra formación.. Un agradecimiento especial al Ing. Luis Moncada por toda la colaboración brindada, durante la elaboración de este proyecto. Bi. bli. ot e. ca. de. In. LOS AUTORES. VI Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(8) UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. ica. INDICE. DECLARACION .................................................................................................................... III DEDICATORIA ..................................................................................................................... IV. ím. AGRADECIMIENTO ............................................................................................................ VI INDICE ............................................................................................................................... VIII. Qu. RESUMEN .............................................................................................................................. X INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. XI PLAN DE INVESTIGACIÓN ................................................................... 14. ge nie ría. CAPITULO I. 1.1.. ANTECEDENTES ..................................................................................................... 14. 1.2.. PLANTEMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................................... 15. 1.3.. OBJETIVOS .............................................................................................................. 16 1.3.1.. Objetivo General ............................................................................................ 16. 1.3.2.. Objetivos específicos ..................................................................................... 16. JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ............................................................ 16. 1.5.. ENUNCIADO DE LA HIPÓTESIS ............................................................................ 17. In. 1.4.. 2.1.1. 2.1.2.. Orígenes ........................................................................................................ 22. 2.1.3.. Reservas de Gas Natural ................................................................................ 24. 2.1.4.. Reservas de Gas Natural en el Perú ................................................................ 25. 2.1.5.. Contaminantes del Gas Natural ...................................................................... 26. 2.1.6.. Utilización del Gas Natural ............................................................................ 28. GAS NATURAL ........................................................................................................ 19 Definición ...................................................................................................... 19. bli. ot e. ca. 2.1.. MARCO TEORICO .................................................................................. 19. de. CAPITULO II.. 2.1.7.. Especiaciones del Gas a ser utilizado en el mercado interno ........................... 30. PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL .............................................................. 31. 2.3.. DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL ............................................................. 33. Bi. 2.2.. 2.3.1.. Deshidratación por enfriamiento .................................................................... 36. 2.3.2.. Adsorción de vapor de agua por desecantes .................................................... 37. 2.3.3.. Deshidratación por absorción ......................................................................... 39 VII. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(9) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Deshidratación por Glicol/Amina ................................................................... 42. 2.3.5.. Deshidratación por Sulfinol ............................................................................ 42. 2.3.6.. Glicoles utilizados en la deshidratación del Gas Natural ................................. 43. 2.3.7. Equipos básicos del proceso de deshidratación del Gas. UN T. 2.3.4.. Natural con glicoles ........................................................................................ 44 2.3.8. Efecto de las variables de operación en la deshidratación por. absorción de Trietilenglicol (TEG) ................................................................. 46. 2.5.. ica. ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL ............................................................. 54 Endulzamiento a través de esponjas de hierro ................................................. 55. 2.4.2.. Endulzamiento a través de Mallas o Tamice s moleculares ............................. 56. 2.4.3.. Endulzamiento a través del Óxido de Zinc...................................................... 60. 2.4.4.. Endulzamiento a través del compuesto Sulfatreat ........................................... 61. 2.4.5.. Endulzamiento a través de secuestradores químicos del H2S ........................... 62. 2.4.6.. Endulzamiento por Membranas ...................................................................... 64. 2.4.7.. Endulzamiento a través de la destilación extractiva ........................................ 64. 2.4.8.. Absorción de los gases ácidos con K 2CO3 en caliente ..................................... 66. 2.4.9.. Alcanolaminas ............................................................................................... 66. Qu. ím. 2.4.1.. ge nie ría. 2.4.. SIMULACIÓN DEL PROCESO ................................................................................ 70 2.5.1.. Partes especiales de un simulador de procesos ................................................ 71. CAPITULO III.. MATERIALES Y MÉTODOS .................................................................. 73. APLICACIONES DE LOS SIMULADORES DE PROCESOS .................................. 73. 3.2.. METODOLOGÍA PARA LA SIMULACIÓN DE PROCESO .................................... 74. 3.3.. SELECCIÓN DEL MODELO TERMODINÁMICO .................................................. 75. 3.4.. DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL ............................................................. 76 3.4.1.. 3.4.3.. Contenido de agua en el gas a condiciones de diseño y operación ................... 78 Contenido inicial de glicol y cantidad de agua removida en el sistema ............ 79. ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL CON DEA ............................................ 83. ot e. 3.5.. Condiciones de alimentación al proceso ......................................................... 76. ca. 3.4.2.. de. In. 3.1.. 3.6.. ESTUDIO DE SENSIBILIDAD ................................................................................. 87. bli. RESULTADOS Y CONCLUSIONES .................................................................................... 88 RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 90. Bi. BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................... 92 ANEXOS................................................................................................................................ 94. VIII Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(10) UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. RESUMEN. ica. El acondicionamiento del gas natural es un proceso llevado acabo con el fin de reducir. ím. los sulfuros, mercaptanos y agua que pueda contener. Estas sustancias juntas pueden formar ácidos que perjudica los materiales de transporte, e inclusive dentro de la misma. Qu. refinería puede dañar los equipos del proceso. Esta medida es importante ya que para. ge nie ría. comercializar el gas natural se requiere cumplir ciertos estándares.. Dentro del presente trabajo se optó por un acondicionamiento utilizando las tecnologías de endulzamiento por DEA (dietanolamina) y deshidratación con TEG (Trietilengligol); esto se llevó a cabo en el simulador ASPEN HYSYS v7.1, el cual es una herramienta. In. específica para lo que son hidrocarburos. Los resultados arrojados por el simulador nos. de. dieron: 0.043ppm de H2S, 6x10-4 fracción en volumen de CO2 y 3.3 lbH2O/MMSCF.. ca. Concluimos que mediante un simulador podemos simular el proceso y acondicionar el. Bi. bli. ot e. gas natural para su consumo.. IX Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(11) UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. ica. ABSTRACT. The gas conditioning is a process carried out in order to reduce the sulphide, mercaptans. ím. and water it may contain. These substances together can form acids that harm the. Qu. transport materials, and even within the same refinery can damage the process equipment. This measure is important because natural gas to market is required to meet. ge nie ría. certain standards.. In the present work we chose a fitting using sweetening technologies DEA (diethanolamine) and dehydration with TEG (Trietilengligol) that took place in the simulator ASPEN HYSYS v7.1, which is a specific tool for what are hydrocarbons.. In. Results from the simulator we got: 0.043ppm of H2S, 6x10 -4 volume fraction of CO2. de. and 3.3 lbH2O/MMSCF.. ca. We conclude that with a simulator we can simulate the process and condition the natural. Bi. bli. ot e. gas consumption.. X Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(12) UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. INTRODUCCION. ica. Las restricciones ambientales acrecientan los esfuerzos en el sentido de reducir las. emisiones atmosféricas de gases contaminantes causadores del efecto invernadero; por. ím. ello es importante la absorción de los gases ácidos en la industria gasífera. En este. Qu. contexto, las soluciones acuosas de etanolaminas, han sido ampliamente utilizadas para la absorción de CO2 y H2S del gas natural, gas de síntesis y corrientes de refinería. La. ge nie ría. absorción de CO2 y H2S con etanolaminas se presentan principalmente descritas en la literatura bajo la forma de modelos cinéticos de reacción y de transferencia interfacial de masa y calor, teniendo una participación de iones débiles en reacciones reversibles en medio acuoso. Esos modelos son de difícil determinación, como las propiedades termodinámicas de especies iónicas, propiedades de transporte y expresiones confiables. In. para muchas reacciones involucradas. Esa complejidad puede exigir esfuerzos. de. numéricos para la simulación de operaciones de absorción. Además, gran parte de los iones relevantes se originan de especies con bajo grado de disociación, de modo que no. ca. parezca justificable la utilización de un riguroso modelo termodinámico apropiado para. ot e. problemas con soluciones de electrolitos. Teniendo eso en cuenta, en este trabajo se simulará estas reacciones complejas mediante el paquete de Aminas del simulador. bli. Aspen Hysys para el proceso de absorción de CO2 e H2S. Otra impureza del gas natural. Bi. es el vapor de agua. Cuando el gas es comprimido o enfriado, el vapor de agua se convierte a una fase líquida o sólida. El agua líquida puede acelerar la corrosión y reducir la eficiencia de transmisión del gas. El agua, en estado sólido, forma hidratos helados, los cuales pueden tapar válvulas, acoplamientos e incluso líneas de gas. Para XI. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(13) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. evitar estas dificultades, parte del vapor de agua debe sacarse de la corriente de gas antes de que sea transportado en las líneas de transmisión. El gas se considera saturado. UN T. con vapor de agua cuando viene de los pozos. La cantidad de agua llevada por el gas a diversas presiones y temperaturas puede estimarse, basada en la correlación de. McCarthy, Boyd y Reid (Fig. 2.2). Esta gráfica además muestra una línea de formación. ica. de hidratos para el gas. Otro método útil de indicar el contenido de agua de cualquier. ím. gas es en términos del punto de rocío del agua. El punto de rocío se define como la temperatura a la cual el vapor empieza a condensarse en líquido. Las especificaciones. Qu. de las tuberías normalmente requieren que el gas no contenga más de 7 libras de agua por MMSCF. Para este proceso de deshidratación se utilizará un glicol (TEG), y como. ge nie ría. modelo termodinámico la ecuación de estado de Peng Robinson. Así como verá se necesitará cumplir con normas vigentes de protección del medio ambiente, así como los límites permisibles de las impurezas para la comercialización del. Bi. bli. ot e. ca. de. In. gas como combustible o materia prima.. XII Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(14) ge nie ría. Qu. ím. ica. UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Bi. bli. ot e. ca. de. In. CAPITULO I. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(15) ím. ica. UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. ANTECEDENTES. ge nie ría. 1.1.. Qu. PLAN DE INVESTIGACIÓN. El 87% de todas las formas de energía que usamos corresponde a hidrocarburos. El carbón junto al petróleo genera 64%, el gas genera el 23% (equivalente a unos 50 millones de barriles de petróleo al día). Un 12% es generado con hidroeléctricas y plantas nucleares. Todas las demás formas de energía eólica, solar, geotérmica, etc.--. In. representan solo el 1%. El gas natural es un hidrocarburo fósil atrapado bajo la tierra en. de. depósitos que alcanzan enormes dimensiones. Como todo hidrocarburo, el gas natural, compuesto de carbono e hidrógeno, es un combustible con alto contenido de energía, de. ca. especial interés para los peruanos debido a que contamos con él.. ot e. El gas natural contiene principalmente metano, el hidrocarburo más liviano (CH 4), pero tiene otros gases como etano (C2H6), propano (C3H6), butano (C4H10) y pentano. bli. (C5H12), hidrocarburos más pesados que se condensan, nitrógeno y ácido sulfhídrico.. Bi. Los depósitos de gas natural también son la principal fuente de helio (He). La proporción de los diversos componentes varía de un depósito a otro, siendo la típica: de 70% a 90% de metano, de 5% a 15% de etano y menos de 5% de propano y butano. El. 14 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(16) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. resto son los otros componentes mencionados. El principal uso del gas natural es como combustible, pero también se emplea en la fabricación de abonos, plásticos y vidrio,. UN T. entre otros. A diferencia del petróleo, el gas natural no requiere de plantas de refinación. para procesarlo y obtener productos comerciales. Las impurezas que pueda contener el. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ím. 1.2.. ica. gas natural pueden ser separadas por procesos físicos relativamente sencillos.. Qu. El gas natural, tal como se extrae de los pozos, viene cargado de vapor de agua junto con otros componentes. La presencia de agua en una corriente de gas natural tiene. ge nie ría. varios efectos, los cuales son perjudiciales a las líneas de transmisión y equipos encargados del manejo y procesamiento de la corriente de gas natural. El primero de estos efectos es la condensación, cuando por una u otra razón la temperatura en la corriente de gas disminuye y el vapor de agua presente se condensa depositándose en el fondo de las secciones de menor elevación de una línea de tubería, este mismo efecto. In. puede ocasionar la formación de hidratos (cristales sólidos formados por agua e. de. hidrocarburos) reduciendo y taponando sustancialmente el área de flujo de esas secciones de tubería y por consecuencia disminuyendo la capacidad de transporte de la. ca. línea de transmisión. Un segundo efecto nocivo que causa la presencia de agua en la. ot e. corriente de gas, es la de brindar un medio acuoso apropiado en el seno del cual ocurren reacciones químicas (particularmente si contiene CO2 y H2S) que conducen a la. bli. formación de ácidos, los cuales son causantes directos de la corrosión de paredes. Bi. metálicas de tuberías, recipientes y equipos de manejo y proceso del gas. Existen otras consecuencias perjudiciales que acarrea la presencia de agua como daños por el impacto en los compresores, peligros de explosión en las calderas, formación de hielo en los procesos criogénicos, entre otros. El diseño del proceso de deshidratación mediante el 15. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(17) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. TEG y endulzamiento mediante DEA, se llevará a cabo mediante la simulación a través del software Aspen Hysys v7.1, el cual permite simular el comportamiento de procesos. 1.3.. UN T. químicos complejos, con un alto grado de certidumbre.. OBJETIVOS. ica. 1.3.1. Objetivo General:. ím. Acondicionar el gas natural para su comercialización y consumo. 1.3.2. Objetivos Específicos:. Qu.  Describir el proceso de deshidratación con Trietilénglicol (TEG). Proceso que permite reducir la corrosión y prevenir los hidratos.. ge nie ría.  Describir el proceso de endulzamiento con Dietanolamina (DEA).  Identificar los parámetros operacionales en los dos procesos.  Alcanzar y verificar los límites permisibles de las impurezas en los productos a. 1.4.. In. comercializar.. JUSTIFICACION DE LA INVESTIGACIÓN. de. Por lo que el Gas natural constituye la tercera fuente de energía, después del petróleo y. ca. el carbón, resulta muy importante tanto en la industria, como el consumidor final. De esta manera es necesario su procesamiento para disminuir sus impurezas; ya que este. ot e. debe cumplir con estándares de calidad. Los procesos principales para cumplir con estos. Bi. bli. estándares son el Endulzamiento y la Deshidratación.. 16 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(18) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. 1.5.. ENUNCIADO DE LA HIPÓTESIS “Teniendo en cuenta los principales procesos de Endulzamiento y Deshidratación para. UN T. el acondicionamiento del Gas Natural, se puede simular los procesos y cumplir con los. Bi. bli. ot e. ca. de. In. ge nie ría. Qu. ím. ica. estándares requeridos para su consumo”.. 17 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(19) ge nie ría. Qu. ím. ica. UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Bi. bli. ot e. ca. de. In. CAPITULO II. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(20) 2.1.. Qu. MARCO TEORICO. ím. ica. UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. GAS NATURAL. ge nie ría. 2.1.1. Definición. El gas natural es un combustible fósil formado por un conjunto de hidrocarburos que, en condiciones de reservorio, se encuentran en estado gaseoso o en disolución con el petróleo. Se encuentra en la naturaleza como «gas natural asociado» cuando está. In. acompañado de petróleo y como «gas natural no asociado» cuando no está acompañado. de. de petróleo. El principal componente del gas natural es el metano, que usualmente constituye el 80% del mismo. Sus otros componentes son el etano, el propano, el butano. ca. y otras fracciones más pesadas como el pentano, el hexano y el heptano.. Bi. bli. ot e. La denominación de estos hidrocarburos es:. Metano. (CH4). Octano. (C8H18). Etano. (C2H6). Etileno. (C2H4). Propano. (C3H8). Propileno. (C3H6). Butano. (C4H10). Butileno. (C4H8). Pentano. (C5H12). Benceno. (C6H6). Hexano. (C6H14). Tolueno. (C7H8). Heptano. (C7H16) 19. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(21) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Según la Norma Técnica Nacional 111.001 de INDECOPI, se define el gas natural como un “gas obtenido de fuentes subterráneas y que está formado por una mezcla. UN T. compleja de hidrocarburos, principalmente metano, pero que generalmente también incluye el etano, propano e hidrocarburos más pesados en cantidades mucho menores. Generalmente también incluye algunos gases inertes, tales como el nitrógeno y dióxido. ica. de carbono, además de trazas de otros constituyentes. INDECOPI. ím. Generalmente contiene 1% de impurezas como son el nitrógeno, bióxido de carbono,. Qu. helio, oxígeno, vapor de agua y otras que son también de combustión limpia. A diferencia del petróleo, el gas natural no requiere de plantas de refinación para. ge nie ría. procesarlo y obtener productos comerciales. Las impurezas que pueda contener el gas natural son fácilmente separadas por procesos físicos relativamente sencillos. A la presión atmosférica y a igualdad de volumen, el gas natural tiene un contenido energético menor que el petróleo (mil cien veces menor), pero al comprimirse su contenido energético se incrementa, razón por la cual se transporta a presión. El metano. In. tiene gran variedad de usos. Principalmente sirve como insumo o combustible en la. electricidad.. de. actividad industrial o como combustible en las plantas térmicas generadoras de. ca. El etano puede ser convertido en etileno y constituirse en insumo para la industria. ot e. química. El propano y el butano se encuentran en estado gaseoso a temperaturas y presiones normales. La mezcla del propano y del butano, sea en estado gaseoso o en. bli. estado líquido (si se enfría por debajo de 42 grados Celsius), se denomina “Gas Licuado. Bi. de Petróleo” (GLP) y se comercializa en balones para su utilización en cocinas, calentadores y en otros usos industriales.. 20 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(22) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Es importante diferenciar entre el Gas Licuado de Petróleo (GLP) y lo que se denomina “Líquidos del Gas Natural» (LGN) que se refiere a la combinación de propano, butano,. UN T. pentano, hexano y otros condensados presentes en el gas natural.. Cuando el gas natural contiene cantidades elevadas de LGN resulta conveniente remover algunos de sus componentes, asegurando así que no se condensen en la tubería. ica. y permitiendo así que el gas cumpla con las especificaciones apropiadas para su. ím. transporte y uso posterior. El LGN tiene un valor comercial mayor que el gas metano. Los hidrocarburos más pesados como el pentano (C5 H12), el hexano (C6 H14), y el. Qu. heptano (C7 H16) pasan con facilidad al estado líquido y son lo que se conoce como gasolina natural o condensada. Así como el término GLP (propano y butano) es. ge nie ría. diferente al término LGN (que se refiere a los líquidos contenidos en el gas natural), existe el término GNL que se refiere al Gas Natural Licuado. El Gas Natural Licuado (GNL), compuesto básicamente del gas metano, es sometido a un proceso criogénico* para bajar su temperatura hasta menos 161 grados Celsius para. In. licuefactarlo y reducir su volumen en una relación de 600 a 1 con el objeto de transportarlo hacia los centros de consumo.. de. Una vez transportado el GNL a su lugar de destino, se regasifica mediante. ca. vaporizadores. Este procedimiento resulta costoso. No es común licuefactar el gas, usualmente su transporte se realiza a través de los sistemas de tuberías interconectadas. ot e. dentro del territorio de un país o conectadas al sistema de otro país limítrofe. Sólo se transporta el 5% en buques criogénicos, a muy baja temperatura pero a presión. bli. atmosférica. Las instalaciones típicas de explotación de gas natural cuentan. Bi. normalmente con dos tipos de tuberías que van hasta los centros de consumo:. -Una tubería para el transporte del gas natural -Una tubería para el transporte de los líquidos del gas natural (LGN) 21 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(23) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Las tuberías para transporte del gas natural se han ido perfeccionando a través del tiempo. Hace siglos los chinos transportaban el gas natural a través de cañas de bambú;. UN T. hoy en día la calidad del acero y de las soldaduras de los gasoductos ofrece mucha. mayor seguridad y garantía, de manera que el transporte del gas natural se realiza a. ica. presiones altas, que llegan hasta las dos mil libras por pulgada cuadrada.. ím. 2.1.2. Orígenes. Qu. El gas natural, tal como el petróleo y el carbón, es un combustible fósil. El gas y el petróleo fueron formados hace millones de años, cuando plantas y animales. ge nie ría. principalmente microscópicos, conocidos como fitoplancton y zooplancton se depositaron en el fondo del mar y fueron enterrados por sedimentos. Las capas de sedimentos fueron acumulándose, originando un incremento de la presión y temperatura, lo cual convirtió la materia orgánica en compuestos de hidrógeno y oxígeno. El proceso de la formación de gas y petróleo, se parece al de una cocina donde. In. las rocas son cocinadas lentamente. Una vez formado el gas y el petróleo, debido a la. de. presión en el subsuelo, éstos se filtraron a través de fracturas y/o el espacio poroso de las rocas, migrando hacia las partes superiores del subsuelo, alcanzando en algunos. ca. casos la superficie. Donde las condiciones geológicas fueron apropiadas, estos. ot e. hidrocarburos quedaron atrapados, no como en un lago sino dentro de los poros de la roca, a la cual se le denomina reservorio. Los reservorios de gas natural, al igual que los. bli. reservorios de petróleo, están formados por rocas porosas y permeables ubicadas en el. Bi. subsuelo. Un conjunto de reservorios similares constituye un yacimiento.. 22 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(24) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. El gas natural se encuentra: a.. En los reservorios de petróleo, donde, si el gas está disuelto o separado pero en. b.. UN T. contacto con el petróleo se le denomina Gas Asociado.. En reservorios de gas seco, cuyo nombre proviene del bajo contenido de líquidos. gas) en cuyo caso se le denomina Gas No Asociado.. En reservorios de gas condensado, cuyo nombre proviene por la cantidad apreciable. ím. c.. ica. disueltos en el gas (menor a 10 barriles de líquidos por millón de pies cúbicos de. de líquidos contenidos en fase vapor en el reservorio (entre 10 a 250 barriles de. Qu. líquidos por millón de pies cúbicos de gas). A este gas también se le denomina Gas. ge nie ría. No Asociado.. En talara, en los albores del siglo XX, se desarrolló la industria petrolera instalándose una refinería de petróleo y posteriormente, en la década de los 70, algunas plantas petroquímicas. Siendo frecuente en esta zona encontrar gas asociado con petróleo, tanto. In. la refinería como las plantas petroquímicas, aprovecharon el gas natural de la zona como combustible para hornos y generadores eléctricos y también como insumo.. de. Talara fue la primera ciudad del Perú en usar redes de distribución de gas natural para. ca. consumo doméstico. En la actualidad existe interés por reemplazar el viejo sistema de redes, ahora inoperativo, por otro de nueva tecnología.. ot e. En el año 1998 se puso en operación el Proyecto de Explotación del Gas Natural de Aguaytía (yacimiento descubierto en la década de los 60 en la selva central). En la. bli. actualidad el gas natural proveniente de Aguaytía genera electricidad en la zona y sus. Bi. líquidos extraídos, GLP y gasolina natural, permiten aumentar la oferta local de combustibles.. 23 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(25) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Es interesante destacar que el desarrollo y la industria del gas en Perú tiene tres etapas claramente diferenciadas: la primera etapa en Talara con una dimensión local reducida,. UN T. la segunda etapa en Aguaytía con una dimensión regional extendida a otras áreas y la. tercera con Camisea, que se desarrollará con una dimensión nacional extendida también. ica. hacia el mercado internacional.. ím. 2.1.3. Reservas de Gas Natural. Qu. Un campo de gas natural es un área que produce gas natural. Puede abarcar uno o más yacimientos e incluye también los pozos y equipos de producción que están dentro del. ge nie ría. área. Con respecto a la definición de reservas de gas natural, se utilizan aquellas propuestas y aprobadas por la SPE (Society of Petroleum Engineers) y el WPC (World Petroleum Congressess) aceptadas por casi todos los países del mundo. El Perú es miembro de ambas organizaciones. De acuerdo al grado de incertidumbre, las reservas. In. pueden clasificarse en:. - Reservas Probadas. de. - Reservas Probables. ca. - Reservas Posibles. ot e. Las Reservas Probadas de gas natural son las cantidades -de estos hidrocarburosestimados sobre la base de las informaciones geológicas y de ingeniería obtenida. bli. mediante métodos confiables que demuestran, con razonable certeza, que pueden ser. Bi. comercialmente recuperables. Las Reservas Probables son cantidades estimadas sobre la base de las informaciones geológicas y de ingeniería, obtenidas mediante métodos confiables, cuyo análisis sugiere la probabilidad de su existencia y recuperación futura, pero sujeta a incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de regulación. 24. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(26) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Las Reservas Posibles son las reservas no probadas y que el análisis de datos de geología e ingeniería sugiere que tienen menor probabilidad de ser recuperables que las. UN T. reservas probables.. ica. 2.1.4. Reservas de Gas Natural en el Perú. En el Perú existen reservas de gas natural en la zona noroeste (Talara) y en el zócalo. ím. continental de esa misma zona; también se ha encontrado gas natural en la zona de. Qu. selva, en Aguaytía. En ambos casos el gas natural se encuentra en explotación, tal como se ha mencionado anteriormente. En la selva peruana se extrae petróleo que posee gas. ge nie ría. asociado pero en volúmenes menores. El cuadro de las reservas probadas de gas natural. Reservas (ft3). Reservas (m3). 0.16x1012. 0.005x1012. Zócalo Continental Norte (Talara). 0.14x1012. 0.004x1012. In. en el Perú, reportadas para fines de 1999, se puede resumir en lo siguiente:. 0.29x1012. 0.008x1012. 8.11x1012. 0.230x1012. 8.70x1012. 0.247x1012. Zona Noroeste (Talara). Este (Aguaytía). de. Sureste (Camisea y otros). ca. TOTAL. ot e. El volumen total de reservas probadas de gas natural en el Perú a fines del año 1999 es de 8,70 x 1012 pies cúbicos de gas (0,250 Tft 3). Las reservas probables de gas natural,. bli. referidas a fines de 1999 son de 7,1 Tft 3 y las reservas posibles son de 10,64 Tft 3.. Bi. Refiriéndonos a las reservas de gas natural de la zona de Talara en el noroeste, cuyo volumen es significativo para la zona, diremos que se trata en un alto porcentaje de gas asociado y por lo tanto difiere del de Camisea, que es un gas natural no asociado. La producción de gas del noroeste se consume en esa misma zona. 25. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(27) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Los hidrocarburos en Camisea se encuentran en el subsuelo en estado gaseoso (gas natural no asociado). Las pruebas efectuadas con los condensados han determinado que. UN T. poseen un importante porcentaje de propano, butano y condensados, éste le da un mayor valor comercial a los líquidos de gas natural. Por los estudios ya realizados se estima. que el gas natural del Proyecto de Gas de Camisea está constituido por 80% de gas. ge nie ría. Qu. ím. porcentajes se muestran gráficamente en la ilustración adjunta.. ica. metano, 10% de etano, 4% de propano, 2% de butano y 3% de pentano. Estos. In. Fig. 2.1. Composición del gas de Camisea. de. 2.1.5. Contaminantes del gas natural El gas natural por su composición presenta proporciones bajas de algunos. ca. contaminantes, tales como los compuestos azufrados (sulfuro de hidrógeno H 2S, Sulfuro de carbonilo COS, Disulfuro de carbono CS2, Mercaptanos R-SH, Dióxido de Azufre. ot e. SO2, Sulfuro de Alquilo R-S-R’, Disulfuro de Alquilo R-S-S-R’, Tetrahidriotiofano ThT. bli. [(CH2)S]), Nitrógeno N2, Oxígeno O2, Agua H20, Mercurio Hg, Asfaltenos, Agua libre,. Bi. lodos de perforación, parafinas, sales (cloruros), sólidos en suspensión con tamaño de partículas apreciable. Estos elementos suelen aparecer conjuntamente con el gas natural, ocasionando efectos indeseables en las operaciones de acondicionamiento que pueden inducir a situaciones de alto riesgo. Algunos de los efectos de éstos contaminantes son: 26. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(28) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación.  Hidrocarburos Estos afectan en gran magnitud a los sistemas de deshidratación ya que. UN T. disminuyen la capacidad del glicol para absorber el agua; incrementan las. pérdidas de glicol y la formación de espuma, como también aceleran la formación. ica. del carbón en los equipos tales como rehervidores y filtros.. ím.  Sales. En grandes cantidades intervienen como agentes corrosivos de los equipos, a su. Qu. vez pueden afectar en la regeneración del glicol disminuyendo su capacidad y ocasionando puntos calientes en rehervidores de glicol. La solubilidad de la sal. ge nie ría. disminuye a medida que aumenta la temperatura en el rehervidor provocando la precipitación sobre el tubo de fuego..  Agua. In. Incrementa las pérdidas de glicol y aumenta los costos de regeneración de glicol por lo que disminuye la eficiencia en el sistema de deshidratación. Afecta la. de. operación de los separadores de entrada, ya que mantienen los niveles en los. ca. mismos altos y generan drenajes permanentes a la fosa de quema.. ot e.  Aditivos Químicos Pueden ser inhibidores de corrosión y/o antiespumantes. Los excesivos volúmenes. Bi. bli. de espuma en los sistemas de deshidratación disminuyen el área de transferencia de calor y por consecuencia la eficiencia de absorción del agua. Para eliminar el exceso de espuma se recomienda añadir antiespumantes al sistema. 27 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(29) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación.  Sólidos. equipos y disminuyen la eficiencia en el sistema de deshidratación. En presencia de agua aseguran la existencia de corrosión H2S/CO2 = Alto (menos corrosividad).  Otros Contaminantes del gas. Qu. ím. H2S/CO2 = Bajo (sistema más corrosivo). ica.  Sulfuro de hidrógeno (H2S) y/o Dióxido de carbono (CO2). UN T. Promueven la formación de espuma; contribuyen como agentes erosivos en los. ge nie ría. El posible contenido en el gas de materiales, polvo, y otras sustancias sólidas y líquidas, ceras, gomas, constituyentes que formen gomas y compuestos deben ser limitados hasta la medida en que no se excedan los límites establecidos por las regulaciones sanitarias y ambientales vigentes.. In. 2.1.6. Utilización del Gas Natural. de. El gas natural representa para la industria una fuente energética con grandes ventajas sobre otras fuentes, tanto por su bajo costo como por su calidad y limpieza. La. ca. utilización del gas natural para el desarrollo de un país involucra no sólo el gas natural. ot e. en sí, también comprende los líquidos de ese gas natural tales como el gas licuado de petróleo (GLP), el etano y otros como el hexano y la gasolina natural; en otras palabras. bli. hay que tener en cuenta ambos: gas natural y líquidos de gas natural.. Bi. El gas natural puede utilizarse como combustible o como insumo para obtener otros productos. Como combustible su uso más generalizado es en centrales térmicas generadoras de electricidad. El otro uso es en la industria que lo utiliza en hornos en general, de acuerdo a sus propias necesidades. En el caso del Perú la utilización del gas 28. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(30) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. natural en centrales térmicas representaría no menos del 50% de su mercado. Para la generación de energía en centrales termoeléctricas se usan dos tipos de generadores. El. UN T. primero se denomina de ciclo simple y en este caso el gas se quema para producir vapor y éste impulsa una turbina que es la generadora de electricidad, luego los gases de la. turbina escapan a la atmósfera. En la tecnología de generación de electricidad mediante. ica. una turbina de ciclo simple la eficiencia es del orden del 35%. En caso de utilizarse la. ím. tecnología del ciclo combinado la eficiencia es de 60%. En ésta, los gases de escape producidos por la combustión se recuperan y retornan a una caldera a vapor que a su vez. Qu. genera electricidad.. Las centrales termoeléctricas a gas natural ofrecen una serie de ventajas sobre otros. ge nie ría. sistemas de generación eléctrica, pudiendo enumerarse las siguientes:. La inversión inicial es menor en una central termoeléctrica a gas natural la inversión es del orden de US$ 500 por kW instalado, contra una inversión no menor de US$ 1. In. 000 por kW instalado en una central hidroeléctrica.. El tiempo de desarrollo del proyecto es menor: Desarrollar un proyecto de. de. generación termoeléctrica demora entre seis meses a un año, mientras que la puesta. ca. en marcha de una central hidroeléctrica toma no menos de cinco años. La recuperación del capital se da en un tiempo menor.. ot e. La infraestructura es mucho menor pues no se requieren carreteras de acceso.. bli. Los costos operativos son menores. El impacto ambiental es menor. Bi. Las centrales termoeléctricas no son afectadas por las sequías, que sí afectan a las centrales hidroeléctricas, hasta paralizarlas, en algunos casos, por falta de agua.. 29 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(31) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. En conclusión, las centrales térmicas a gas natural son, por su economía y limpieza, las llamadas a desplazar a las otras fuentes energéticas tales como el petróleo, el carbón y. UN T. en algunos casos las hidroeléctricas. En lo que respecta a la utilización del gas natural como fuente de calor en la industria puede señalarse que cubre un amplio campo de. ica. aplicación, desplazando al petróleo o al carbón con ventajas económicas y ambientales.. ím. 2.1.7. Especificaciones del gas a ser utilizado en el mercado interno.. Dentro de las características que se hacen mención se destacan, los contenidos máximos. Qu. permitidos de contaminantes, los cuales han sido fijados atendiendo a los. ge nie ría. requerimientos de calidad del gas a ventas, considerando las siguientes especificaciones..  Contenido de CO2. Para el contenido de CO2 se establecen dos especificaciones: 3% molar máximo, para gas no deshidratado, equivalente a 25,5 lpcm de presión parcial del CO 2. In. calculada a 850 Psig de presión de operación, la cual está dentro del rango considerado de “corrosión moderada”, según los críticos de la API para corrosión. de. por CO2 en tuberías. Asimismo, para gas deshidratado (7 lb de agua/ MMPCN), se. ca. establece una especificación de 8 % molar máximo.. ot e.  Contenido de H2S Límite máximo recomendado entre 10 y 12 ppmv; estos valores están por debajo. Bi. bli. de los requerimientos para prevenir corrosión (presión parcial de H 2S inferior a 0.05 psig), en los sistemas de distribución doméstico e industrial, considerando el valor de la tolerancia establecida por la ocupacional Safety and Health Act. EEUU. 30 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(32) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. (OSHA). El valor tope de 12 ppmv se debe considerar de manera eventual o.  Contenido de agua. ica. El Contenido de agua se encuentra entre 7- 10 lb/MMPCND.. UN T. temporal.. ím.  Contenido de COS.  Contenido de RSH. Qu. El máximo contenido de sulfuro de carbonilo se de 5 ppmv.. ge nie ría. El límite máximo recomendado de mercaptanos es de 5 ppmv..  Contenido de azufre total. 2.2.. In. El máximo contenido es de 20 ppmv.. PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL. de. Su procesamiento consiste principalmente en:  La eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2 ) mediante el uso de tecnologías. ca. que se basan en sistemas de absorción – agotamiento utilizando un solvente. ot e. selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce como Endulzamiento.. Bi. bli.  La eliminación de H2O se conoce como Deshidratación y tiene diferentes métodos para hacerlo; el método más común es el de absorción – agotamiento utilizando un solvente selectivo.. 31 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(33) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación.  La recuperación de etano e hidrocarburos licuables mediante procesos criogénicos (uso de bajas temperaturas para la generación de un líquido separable por. UN T. destilación fraccionada) previo proceso de deshidratación para evitar la formación de sólidos..  Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el proceso de. ica. endulzamiento.. ím.  Fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos recuperados, obteniendo corrientes ricas en etano, propano, butanos y gasolina; en ocasiones también resulta. Qu. conveniente separar el isobutano del n- butano para usos muy específicos.. ge nie ría. Para la remoción de H2O se tienen los siguientes procesos:  Absorción con líquidos desecantes (glicol).  Adsorción con sólidos desecantes (tamiz molecular)  Absorción con delicuescentes sólidos (Cloruro de Calcio, CaCl2). In.  Refrigeración. •Enfriamiento con refrigerantes tales como propano. de. •Expansión del gas para alcanzar el enfriamiento mediante el efecto Joule-. ca. Thompson.. ot e. Para la remoción de H2S y CO2 principalmente se tienen los siguientes procesos:  Procesos con solventes químicos.. bli.  Procesos con solventes físicos.. Bi.  Procesos con solventes híbridos o mixtos.  Procesos de conversión directa (solo para la remoción de H 2S)..  Procesos de lecho sólido o seco.  Membranas y otros procesos de endulzamiento.  Procesos criogénicos. 32. Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(34) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. 2.3.. DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL. UN T. El vapor de agua asociado al gas Natural, es uno de los contaminantes más comunes en el gas dado los inconvenientes que puede ocasionar tanto en procesos posteriores a los que pudiere estar sometido, como para su transporte a áreas de tratamiento y consumo.. ica. Bajo condiciones normales de producción, el gas Natural está saturado con agua. Tal como incrementos de presión o reducción de temperatura el agua en el gas Natural. ím. condensa y forma agua líquida. Cuando el agua libre se combina con las moléculas de. Qu. gas (metano, etano, propano, etc.), esta forma hidratos sólidos el cual puede taponar válvulas, equipos y algunas líneas de gas. La presencia de agua líquida puede. ge nie ría. incrementar la corrosividad del gas natural, especialmente cuando el gas contiene H 2S y CO2. Sin embargo el contenido de agua en el gas natural puede ser reducido para evitar la formación de hidratos y reducir la corrosión en tuberías antes que sea transportado. Por otra parte en el transporte y consumo, el gas Natural, debe cumplir con determinadas especificaciones, y una de ellas es la cantidad máxima de agua presente en. de. In. la mezcla gaseosa.. El gas es considerado saturado con vapor de agua cuando este proviene de los pozos. La. ca. cantidad de agua transportada por el gas a varias presiones y temperaturas puede. ot e. estimarse de la Fig. 2.2. la cual está basada en la correlación de Mc Carthy, Boyd and Reid. Esta carta también ilustra una línea de formación de hidratos para el gas. Otro. bli. método útil que indica el contenido de agua en el gas es en términos del punto de rocío. Bi. del agua. El punto de rocío es la temperatura a la cual el vapor llega a condensar. Normalmente las especificaciones de transporte de gas en tuberías requieren no más de 7 lbs de agua/MMscf. Esto corresponde a 32ºF de punto de rocío a 1000 psia. Por tanto. 33 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(35) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. un gas a 100ºF y 1000 psia debe tener aproximadamente 68ºF de descenso del punto de. Bi. bli. ot e. ca. de. In. ge nie ría. Qu. ím. ica. UN T. rocío para encontrar el contenido de agua en la línea dentro de especificación.. Fig. 2.2. Contenido de agua en gas a determinada temperatura. 34 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(36) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. El descenso del punto de rocío es la diferencia en ºF entre la temperatura de entrada de gas y el punto de rocío de salida de gas. La depresión del punto de rocío es obtenido por. UN T. la deshidratación.. La Deshidratación es el proceso de remoción de vapor de agua de la corriente de gas. Por lo general, para lograr el objetivo se emplean plantas industriales cuyos diseños. ica. específicos conducen a la eliminación del agua en el gas Natural. Hay esencialmente. ím. cuatro métodos actualmente en uso para la deshidratación de gases: enfriamiento directo, compresión seguida por enfriamiento, absorción y adsorción. Generalmente, en. Qu. los primeros dos métodos el punto de rocío no resulta lo suficientemente baja como para permitir la inyección en el gaseoducto. Adicionalmente la deshidratación por absorción. ge nie ría. o adsorción pueden ser necesarios. El vapor de agua puede ser removido del gas natural por el burbujeo del gas a través de ciertos líquidos que tienen una especial atracción o afinidad por el agua. Cuando los vapores de agua son removidos por este proceso, la operación es llamada absorción. Hay también sólidos que tienen una afinidad por el. In. agua. Cuando el gas fluye a través de un lecho de tales sólidos granulares, el agua es retenida en la superficie de las partículas del material sólido. Este proceso es llamado. de. adsorción. El recipiente en el cual se lleva a cabo la absorción a adsorción lleva el. ca. nombre de contactor o sorbedor. El líquido o sólido que tienen afinidad por el agua y que es usado en el contactor en relación con cualquiera de los procesos es llamado. ot e. desecante. La principal razón para la eliminación de vapor de agua a partir de gas natural es que el vapor de agua se convierte en agua líquida a baja temperatura y/o. bli. condiciones de alta presión. En concreto, el contenido de agua puede afectar la. Bi. transmisión a larga distancia de gas natural debido a los siguientes hechos:. 35 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(37) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. El agua líquida y el gas natural puede formar hidratos que puede taponar las tuberías y otros equipos.. UN T. El gas natural que contiene CO2 y/o H2S es corrosivo cuando el agua líquida está presente.. El agua líquida en un gasoducto de gas natural causa potencialmente condiciones de. ica. un flujo intermitente que resulta en una baja eficiencia del flujo en la tubería.. Qu. 2.3.1. Deshidratación por enfriamiento. ím. El contenido de agua disminuye el valor calorífico del gas natural que se transporta.. La capacidad de gas natural para contener vapor de agua disminuye a medida que se. ge nie ría. baja la temperatura a presión constante. Durante el proceso de enfriamiento, el exceso de agua en estado de vapor se convierte en líquido y se elimina del sistema. El gas natural que contiene menos vapor de agua a baja temperatura se emite desde la unidad de refrigeración. El gas deshidratado por enfriamiento se encuentra todavía en su punto. In. de rocío del agua a menos que la temperatura se eleva de nuevo o la presión se reduzca. La refrigeración del gas es a veces económica si la temperatura del gas es inusualmente. de. alta. A menudo es una buena práctica que el enfriamiento se utiliza en conjunción con. ca. otros procesos de deshidratación. Compresores de gas puede ser utilizado en parte como deshidratadores. Debido a que el. ot e. contenido de agua de saturación de los gases disminuye a mayor presión (Fig. 2.3), algo de agua se condensa y se elimina a partir del gas en las estaciones de compresión por los. bli. enfriadores de descarga del compresor. El etilenglicol se inyecta generalmente en la. Bi. sección de gas frío de la planta, que simultáneamente deshidrata el gas y recupera los hidrocarburos líquidos, de una manera similar a los separadores de baja temperatura.. 36 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(38) ge nie ría. Qu. ím. ica. UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. In. Fig. 2.3 – Contenido de vapor de agua saturada en gas natural. 2.3.2. Adsorción de Vapor de agua por Desecantes. de. La adsorción está definida como la habilidad de una sustancia de mantener los gases o líquidos sobre su superficie. Esta propiedad ocurre en mayor o menor grado en su. ca. superficie. Las plantas de deshidratación usan sólidos descantes que pueden remover. ot e. prácticamente todo el agua del gas natural (a por lo menos 1 ppm). En la deshidratación de adsorción, el vapor de agua del gas es concentrado y mantenido en la superficie del. bli. sólido desecante por fuerzas que se creen son causadas por la valencia residual. Los. Bi. sólidos desecantes tienen un área superficial muy grande por unidad de peso tomando ventaja de estas fuerzas superficiales. Los sólidos adsorbentes más comunes incluyen la sílice, alúmina, y ciertos silicatos conocidos como tamices moleculares. La vida útil de. 37 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(39) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. un desecante puede variar de 1 a 4 años de servicio. Todos los desecantes son menos eficaces en el uso, debido a la pérdida de la superficie efectiva. La pérdida de superficie. UN T. efectiva es rápida al principio, luego se vuelve más gradual con el envejecimiento del. desecante. La degradación anormalmente rápida se produce a través de la obstrucción de los poros pequeños y aberturas capilares, que contienen la mayor parte de la. ica. superficie efectiva. Los aceites lubricantes, aminas, glicoles, inhibidores de corrosión, y. ím. otros contaminantes, los cuales no pueden ser removidos durante el ciclo de regeneración, con el tiempo arruinará la cama o lecho. El sulfuro de hidrógeno puede. Qu. envenenar el desecante y reducir su capacidad. La alúmina activada tiene una buena resistencia a los líquidos, pero tiende a pulverizarse debido a la agitación mecánica del. ge nie ría. gas. Las ventajas de la deshidratación por adsorción incluyen: El punto de rocío más bajo, esencialmente gas seco (contenido de agua inferior a 1,0 lb /MMPC) puede ser producido.. La temperatura más alta de contacto puede ser tolerado con algunos adsorbentes. In. Mayor tolerancia a los cambios de carga bruscos, especialmente en el arranque Arranque rápido después de un cierre.. de. Alta adaptabilidad para la recuperación de ciertos hidrocarburos líquidos, además. ca. de las funciones de deshidratación.. ot e. Los problemas de funcionamiento con la deshidratación desecante sólido son: La superficie de los absorbentes se degeneran con el uso y requieren sustitución.. bli. El tiempo máximo permitido en la deshidratación se reduce gradualmente, porque. Bi. pierde la capacidad desecante con el uso. 38 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(40) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. 2.3.3. Deshidratación por Absorción El vapor de agua se elimina del gas por contacto íntimo con un desecante higroscópico. UN T. líquido en la deshidratación de absorción. El contacto se logra generalmente en torres de relleno o en bandeja. Glicoles han sido ampliamente utilizados como eficaces desecantes líquidos. La deshidratación por absorción con glicol suele ser. ica. económicamente más atractiva que la deshidratación por el desecante sólido cuando. ím. ambos procesos son capaces de cumplir con el punto de rocío requerida. Los glicoles utilizados para deshidratar el gas natural son: el etilenglicol (EG), dietilenglicol (DEG),. Qu. trietilenglicol (TEG), y tetraetilenglicol (TEG). Normalmente un solo tipo de glicol puro se utiliza en un deshidratador, pero a veces una mezcla de glicol es económicamente. ge nie ría. atractiva. TEG ha logrado una aceptación casi universal como el más rentable de los glicoles, debido a su depresión superior de punto de rocío, el costo de operación y fiabilidad de funcionamiento. El Trietilenglicol ha sido utilizado con éxito para deshidratar gas natural agridulce sobre amplios rangos de condiciones de operación. El. In. descenso del punto rocío de 40 a 140 ºF se puede lograr a una presión de gas que van desde 25 psig a 2500 psig y la temperatura del gas entre 40 y 160 ºF. El descenso del. de. punto de rocío obtenido depende de la temperatura de equilibrio del punto de rocío para. ca. una determinada concentración de TEG y la temperatura de contacto. El aumento de la viscosidad de glicol puede causar problemas en la temperatura de contacto inferior. Así,. ot e. el calentamiento del gas natural puede ser necesario. Corrientes de gas muy calientes a menudo se enfrían antes de la deshidratación para evitar la vaporización del TEG. La. bli. alimentación del gas debe ser limpiada para eliminar todo el agua líquida y los. Bi. hidrocarburos, cera, arena, lodos de perforación, y otras impurezas. Estas sustancias pueden causar graves espumantes, las inundaciones, las mayores pérdidas de glicol, poca efectividad, y el mayor mantenimiento en la torre de deshidratación o de. 39 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.

(41) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. absorción. Estas impurezas pueden ser eliminadas mediante un depurador eficiente, separador, o incluso un filtro separador para gases muy contaminados. El metanol, se. UN T. inyecta en la cabeza del pozo como un inhibidor de hidratos, puede causar varios. problemas para las plantas de deshidratación de glicol. Esto aumenta los requisitos de. calor del sistema de regeneración de glicol. Las babosas de metanol líquido pueden. ica. causar inundaciones en el absorbedor. El vapor del metanol que se ventila a la atmósfera. ím. con el vapor de agua del sistema de regeneración es peligroso y debe ser recuperado o ventilarse a concentraciones no peligrosas.. Bajo costo inicial de los equipos.. Qu. Los deshidratadores de glicol tienen varias ventajas, incluyendo:. ge nie ría. baja caída de presión en las torres de absorción. Ajustes requeridos pueden adicionarse fácilmente. La recarga de las torres no presenta problemas.. la planta puede ser usado satisfactoriamente en la presencia de materiales que. In. podría causar ensuciamiento de algunos adsorbentes sólidos. ca. incluyendo:. de. Los deshidratadores de glicol también se presentan varios problemas operativos,. La materia en suspensión, tales como la suciedad, la escala, y óxido de hierro,. ot e. pueden contaminar las soluciones de glicol. El sobrecalentamiento de la solución puede producir a bajos y altos puntos de. Bi. bli. ebullición la descomposición de los productos. El lodo resultante puede recogerse de las superficies del calentador, provocando una cierta pérdida de eficiencia, o, en casos graves, paro completo del flujo.. 40 Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/.