Análisis técnico de la ulitización del gas natural In Situ en el Campo Petrolero X de la Amazonía Ecuatoriana

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA

EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS TÉCNICO DE LA UTILIZACIÓN DEL GAS NATURAL “IN SITU” EN EL CAMPO PETROLERO X DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA.

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS

AUTOR: JESSICA ABIGAIL MENA CARRERA

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS

DECLARACIÓN

Yo, JESSICA ABIGAIL MENA CARRERA declaro que el presente trabajo es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

________________________ Jessica Abigail Mena Carrera

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS TÉCNICO DE LA UTILIZACIÓN DEL GAS NATURAL “IN SITU” EN EL CAMPO PETROLERO X DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA” que, para aspirar al título de Tecnóloga en Petróleos fue desarrollado por Jessica Abigail Mena Carrera, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos18 y 25.

____________________________ Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.

DIRECTOR DELTRABAJO

AGRADECIMIENTO

A Dios por guiar mis pasos y darme fuerzas y ganas de seguir adelante cumpliendo todas mis metas y sueños.

A mi padre Franklin Mena que ha sido la persona que con gran amor, sabiduría, fortaleza, conocimientos, ha guiado mis pasos, quién dedicó su vida entera y sacrificó sus sueños para que yo cumpliera los míos, junto a mi madre, Martha Teresa Carrera una mujer valiente y amorosa que estuvo ahí cuando más la necesité, y a mis hermanas Jhoselyn y Pamela Mena, que estuvieron siempre ahí apoyándome los amo mucho.

A mi hija Danna Isabella a quien adoro con mi alma, y a mi esposo Rubén quienes con sus sonrisas y apoyo hoy estoy cumpliendo una meta importante en mi vida. A mi profesor, director y tutor de tesis Ing. Fausto Ramos, quien con sus conocimientos, asistencia y orientación me condujo con éxito para culminar el presente estudio.

DEDICATORIA

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINAS

RESUMEN………..…………...ix

ABSTRACT………...x

1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA………..…………..…1

1.1 OBJETIVO GENERAL………...3

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS………..………3

CAPÍTULO 2 2 GENERALIDADES Y FUNDAMENTOS TEORICOS……….….4

2.1 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL GAS NATURAL………..….…….…...5

2.2 TIPOS DE YACIMIENTOS……….………..……….……....…7

2.2.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO……….…….……….7

2.2.2 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO……….……….….7

2.2.3 YACIMIENTOS DE GAS – PETRÓLEO………..………8

2.2.3.1 CONCEPTOS BÁSICOS………..…………8

2.2.4 YACIMIENTOS DE GAS RICO………..…….……..9

2.2.5 YACIMIENTOS DE GAS SECO………..………10

2.3 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL EN FUNCIÓN DE LA COMPOSICIÓN………...…..11

2.3.1 GAS ÁCIDO……….………...……...11

2.3.2 GAS DULCE………..…….……….………..……….12

2.3.3 GAS POBRE O GAS SECO………..………..………..…..12

2.3.4 GAS RICO O GAS HÚMEDO………..………12

2.3.5 GAS CONDENSADO……….……….…..13

2.3.6 GAS ASOCIADO………..……….….14

2.3.7 GAS NO ASOCIADO………..…………..…....14

2.3.8 GAS HIDRATADO…………..………..………...…..14

2.3.9 GAS ANHIDRO………...………...……15

2.4 CARACTERIZACIÓN DEL GAS NATURAL………..………..…....….15

2.4.1 ANÁLISIS DEL GAS NATURAL- CROMATOGRAFÍA DE GASES……..……..…..15

ii

2.4.1.2 GAS PORTADOR……….…………..………..17

2.4.2 DEFINICIÓN DE LA ADSORCIÓN………....…………..18

2.4.3 DEFINICIÓN DE LA ABSORCIÓN………..………...19

2.5 INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL….………..………...…...……21

2.6 APLICACIONES INDUSTRIALES DEL GAS NATURAL…………..………...….22

2.6.1 FABRICACIÓN DE CERÁMICAS…………..………..…..…………..22

2.6.2 INDUSTRIA DEL VIDRIO………..………..………..22

2.6.3 INDUSTRIA TEXTIL………...……….………23

2.6.4 INDUSTRIA QUÍMICA……….………23

2.6.5 INDUSTRIA DEL CEMENTO……….………23

2.7 VENTAJAS AMBIENTALES DEL USO DEL GAS NATURAL………..…………..…….24

2.8 LEYES QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DE LOS GASES………...………..…25

2.9 LEY DEL GAS IDEAL………..……26

2.9.1 CONDICIONES ESTÁNDAR………..………….……..27

2.9.2 RELACIONES PARA GASES REALES………...……….…………..28

2.10 NORMATIVA ECUATORIANA PARA EL GAS NATURAL………..………….29

CAPÍTULO 3 3 TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL………...…………31

3.1 PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O DESACIDIFICACIÓN………...……….31

3.1.1 ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL A TRAVÉS DEL PROCESO DE ABSORCIÓN………..………..……….……..32

3.1.2 PROCESOS DE AMINAS………...……….………..32

3.1.3 PROCESO DE ENDULZAMIENTO POR MALLAS MOLECULARES…...….………33

3.1.4 CONSECUENCIA DE NO ENDULZAR………...34

3.1.5 FACTORES INVOLUCRADOS EN LA SELECCIÓN DE UN MÉTODO DE ENDULZAMIENTO………..……….………..34

3.2 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL………..………....34

3.2.1 AGENTES DESHIDRATANTES……..………..………..….35

iii CAPÍTULO 4

4 BLOQUE16………...………37

4.1 INFRAESTRUCTURA E INGENIERÍA DEL BLOQUE 16………..38

4.2 PLANTAS ELÉCTRICAS Y FUNDAMENTOS DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA...39

4.3 SISTEMA DE GENERACIÓN INTERNA ELÉCTRICA DE NPF (Facilidades de Producción Norte)………...41

4.3.1 TURBINA A GAS……….………..………...43

4.3.2 TURBINA LM 2500.GE……….………...44

4.3.3 TURBINAS DE ALTA PRESIÓN……….………...45

4.3.4 TURBINAS DE POTENCIA……….………45

4.3.5 TURBINAS SOLAR CENTAURO 50……….………45

4.4 ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO DE UN GENERADOR ELÉCTRICO….…..……….46

4.5 EQUIPOS DE GENERACIÓN INSTALADOS EN EL BLOQUE 16………..…...48

4.6 PROCESOS DE PRODUCCIÓN PETROLERA EN EL BLOQUE 16………...…...…49

4.7 BOTAS DE DESGASIFICACIÓN………...………....50

4.8 PROCESO DE CUANTIFICACIÓN DEL GAS QUEMADO EN TEA………....51

4.9 PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN DEL GAS DEL SISTEMA REPSOL………...52

4.10 RECUPERACIÓN DE GAS DE BAJA PRESIÓN EN LA PLANTA DE PRODUCCIÓN (facilidades de producción norte)………...……….53

4.11 PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN Y RECUPERACIÓN DEL GAS NATURAL EN LAS FACILIDADES NPF……….………...………..54

4.12 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ACTUAL……….……….54

4.12.1 RECOBRO DE GAS DE BAJA PRESIÓN………...………...55

4.12.2 COMPRESIÓN DE GAS PARA TURBINA DUAL (G2170B)………...……..56

4.13 PROCESOS DE TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL PARA SER UTILIZADO EN LAS TURBINAS DEL NPF.REPSOL………..58

CONCLUSIONES………...102

RECOMENDACIONES………..103

GLOSARIO………..104

iv

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINAS

Tabla 1. Composición Química del gas……….6

Tabla 2. Principales contaminantes de un gas……….6

Tabla 3. Emisión de contaminantes del combustible……… 24

Tabla 4. Requisitos del gas natural según la NTE 2489: 2009……….. 30

Tabla 5. Resultado de la cromatografía del gas natural obtenido del NPF-Repsol 59 Tabla 6. Cálculos- Resultados………. 62

Tabla 7. Cálculos - Resultados………. 64

Tabla 8. Cálculos – Resultados. 4………..69

Tabla 9. Cálculos- Resultados……….. 71

Tabla 10. Resultados del análisis cromatografico del gas de Repsol NPF y………. comparativo con la Norma (NTE 2 489:2009)………. 74

Tabla 11. Especificaciones del gas natural – Repsol………. 75

Tabla 12. Gas natural especificaciones……….. 75

Tabla 13. Toxicidad de H2S………... 76

Tabla 14. Selección de procesos de H2S / CO2……….. 81

Tabla 15. Procesos de endulzamiento con Solventes químicos……… 82

Tabla 16. Características y Propiedades de los Glicoles……….. 83

v

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINAS

Figura 1. Diagrama de fases de un yacimiento de gas condensado………...9

Figura 2. Diagrama de un yacimiento de gas rico o gas mojado……… 10

Figura 3. Diagrama de fases de un yacimiento de gas seco………... 10

Figura 4. Diagrama de un cromatografo de gases………... 17

Figura 5. Ilustración de una cromatografía de gases……… 18

Figura 6. Cromatografía de gases……… 20

Figura 7. Diagrama de la planta de Endulzamiento de gas natural - absorción con Aminas……… 33

Figura 8. Diagrama de la Deshidratación con Glicol………. 36

Figura 9. Mapa del Ecuador bloque 16……… 38

Figura 10. Diagrama del flujo general de las facilidades del bloque16……….. 39

Figura 11. Diagrama de flujo de la planta NPF (Facilidades de Producción Norte) 40 Figura 12. Generador A LM250 a diésel………. 42

Figura 13. Generador Dual Diesel / Gas………..42

Figura 14. Turbina……… 43

Figura 15. Interior de una turbina solar………. 44

Figura 16. Partes internas de una turbina solar Centauro………. 46

Figura 17. Generación Eléctrica………. 48

Figura 18. Esquema del proceso de producción de crudo………. 50

Figura 19. Botas de Desgasificación……….. 51

Figura 20. Gas quemado TEA SPF y generación Gas / Diesel NPF……… 52

Figura 21. Diagrama de fases (composición)……… 64

vi

Figura 23. Deshidratación con tamices………...99 Figura 24. Esquema de un desecante deshidratador………. 100

vii

ÍNDICE DE ECUACIONES

PÁGINAS

Ecuación ⦋2.1⦌ De estado………....25

Ecuación ⦋2.2⦌ Ley de Boyle………...25

Ecuación ⦋2.3⦌ Ley del Gas Ideal………....…..26

Ecuación ⦋2.4⦌ Gases reales………...27

Ecuación [2.5] Gases reales………..27

Ecuación [2.6] Gases reales………..29

Ecuación ⦋4.1⦌ Para calcular el número de moles………...…60

Ecuación ⦋4.2⦌ Para calcular la fracción molar………..60

Ecuación ⦋4.3⦌ Para calcular el Peso Molecular de la Mezcla Gaseosa...…61

Ecuación ⦋4.4⦌ Factor de Compresibilidad………...62

Ecuación⦋4.5⦌ Para calcular la temperatura pseudocrítica el gas en la Mezcla………...….62

Ecuación ⦋4.6⦌ Para calcular la presión pseudocrítica del gas en la mezcla… ………...…..65

Ecuación ⦋4.7⦌ Para calcular la temperatura pseudo reducida de la mezcla gaseosa………..…67

Ecuación ⦋4.8⦌ Para calcular la presión pseudo reducida de la mezcla…....67

Ecuación ⦋4.9⦌ Para calcular el poder calórico de la mezcla gaseosa……...68

viii

Ecuación ⦋4.11⦌ Para el cálculo de la gravedad especifica de la mezcla…..72

Ecuación ⦋4.12⦌ Para calcular la densidad del gas………...72

ix

RESUMEN

El presente trabajo se realiza en el bloque 16 Repsol YPF, ubicado en la provincia de Orellana, dentro de la Reserva Etnica Waorani y del Parque Nacional Yasuní, con el fin de analizar la utilización del gas natural que se extrae comúnmente con el crudo en los campos petrolíferos del Oriente Ecuatoriano. El gas natural es un recurso no renovable, se lo puede encontrar no asociado (solo) o asociado (junto al petróleo o en depósitos de carbón), se le ha dado una amplia gama de aplicaciones ya que posee características combustibles que van desde uso doméstico hasta diversas ramas industriales involucrándose como combustible en la mayoría de casos.

Propone ser una guía para el tratamiento que debe darse al gas natural un valioso recurso hidrocarburifero, que puede ser utilizado como energético en los mismos campos petroleros, para producción de energía eléctrica o para procesos que necesitan calor, como serian calderas, deshidratadores, hornos.

Para que el gas pueda ser utilizado debe someterse a un proceso de purificación conocido como endulzamiento, ya que cuando el gas es extraído de los yacimientos contiene componentes poco deseables como son: ácido sulfhídrico, bióxido de carbono y agua, los que a su vez ocasionan corrosión, contaminación y le restan poder calorífico al gas. Se realizan los cálculos básicos de balance de masa y energía para cada uno de estos procesos y además el cálculo básico para la inyección de metanol o trietilenglicol.

x

ABSTRACT

This work is done in block 16 Repsol YPF, located in the province of Orellana, in the Waorani Ethnic Reserve and the Yasuni National Park, in order to analyze the use of natural gas that is commonly extracted with crude in Ecuadorian Oriente oil fields.

Natural gas is a nonrenewable resource, I can find no partner (single) or associated (along with oil or coal deposits), has been given a wide range of applications because it has fuel features ranging from household to various industries engaging as fuel in most cases.

Intended to be a guide for the treatment to be given to natural gas a valuable hydrocarbon resources, which can be used as energy in the same oil fields for production of electricity or for processes that require heat, as would boilers, dehydrators, ovens.

For the gas to be used should be subjected to a purification process known as sweetening, as when the gas is extracted from reservoirs contains components undesirable as: hydrogen acid, carbon dioxide and wate, which in turn cause corrosion, pollution and detract calorific gas. Basic calculations are made of the mass and energy balance for each of these processes and also the basic calculation for injecting methanol or triethylene glycol to serve as thermodynamic inhibitors to avoid methane hydrate formation during withdrawal of fluid from underground to the surface.

1

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

1. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

En la mayoría de los campos petroleros ecuatorianos se produce petróleo conjuntamente con el gas natural y el agua de formación; el problema es el desaprovechamiento del gas natural que se ha producido, ya que éste es quemado en teas y mecheros como un producto sin valor. De la misma manera se lo realiza en los Centros de Facilidades de producción donde el gas natural se lo utiliza como gas blanket para mantener las presiones en los procesos y equipos, luego de ello se lo envía a quemar en teas o mecheros; subestimando de esta forma el beneficio de las propiedades del gas natural que puede servir como combustible de excelente calidad, el cual podría ser utilizado para la producción de energías.

Por otro lado, al quemar el gas natural en teas y mecheros se provoca un impacto ambiental considerable debido a que al ser este un gas que no ha recibido tratamiento alguno se combustiona con todos sus contaminantes.

Desde el inicio de la época petrolera en el año 1972, se han quemado en teas de los campos petroleros y de facilidades de producción, un equivalente EN GAS NATURAL a 200 millones de barriles de petróleo, a un precio actual promedio de 90 USD/BBL se tendría un valor de 18 mil millones de dólares que hemos quemado, lo que equivale a la deuda externa ecuatoriana.

En las reformas a la ley de hidrocarburos emitida como ley nacional en Julio de 2010, en su TITULO II, se tiene lo siguiente:

2 Art. 62.- Manejo del gas natural asociado no utilizado.- El remanente de gas natural o asociados que técnica y económicamente no pueda ser utilizado, deberá ser reinyectado al reservorio. Las contratistas tendrán la obligación de utilizar el gas natural o asociados que encontraren, en el abastecimiento de sus necesidades de producción y transporte. En casos excepcionales y por un corto período, podría ser quemado previa la autorización de la Agencia de Regulación de Hidrocarburos.

El gas natural asociado que se produce conjuntamente con el petróleo y que se quema sin beneficio alguno en los mecheros de las estaciones de producción de los campos petroleros de nuestra Amazonía es un combustible de alto valor energético y el más ecológico, ambientalmente amigable por su alto poder calórico.

El correcto aprovechamiento del gas natural que se produce en los campos petroleros otorgaría varios beneficios, tales como reducción de los costos por concepto de compra de combustible para usar en los distintos equipos dentro de las facilidades de producción, también se podría reducir considerablemente los cambios climáticos, provocados por la contaminación del aire, debido a sus excelentes cualidades para realizar su combustión de manera limpia sin deteriorar el medio ambiente. A diferencia de los combustibles sólidos y líquidos, el gas natural permite obtener altas eficiencias de combustión, no contiene azufre, situación que es conveniente ya que no causa problemas de corrosión

Finalmente en aquellos lugares en los que no se puede o resulta complicado tratar e industrializar este importante recurso natural, se lo puede utilizar para la reinyección en pozos petroleros ayudando a mantener la presión del fluido y a mejorar el API.

3

1.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar la utilización del gas natural “in situ” obtenido de la explotación petrolera en un campo determinado para proponer procesos que aprovechen los beneficios del recurso natural energético, evitando su quema en teas y mecheros

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

 Caracterizar las propiedades del gas natural “in situ” asociado a la explotación petrolera de manera física y química, mediante la aplicación de técnicas como la cromatografía de gases, o revisar las caracterizaciones ya existentes.

 Cuantificar en volumen y en masa las cantidades de gas asociado que se

producen diariamente en el campo determinado.

4

CAPÍTULO 2

MARCO TEÓRICO

2. GENERALIDADES Y FUNDAMENTOS TEÓRICOS

El gas natural es un energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el subsuelo continental o marino. Su formación fue hace millones de años cuando una serie de organismos descompuestos como animales y plantas, quedaron sepultados bajo lodo y arena, en lo más profundo de antiguos lagos y océanos. En la medida que se acumulaba lodo, arena y sedimento, se fueron formando capas de roca a gran profundidad. La presión causada por el peso sobre éstas capas más el calor de la tierra, transformaron lentamente el material orgánico en petróleo crudo y en gas natural. El gas natural se acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas subterráneas. Pero en ocasiones, el gas natural se queda atrapado debajo de la tierra por rocas sólidas que evitan que el gas fluya, formándose lo que se conoce como un yacimiento.

El gas natural se puede encontrar en forma "asociado", cuando en el yacimiento aparece acompañado de petróleo, o gas natural "no asociado" cuando está acompañado únicamente por pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases.

El gas natural se encuentra:

(1) En los reservorios de petróleo, donde, si el gas está disuelto o separado pero en contacto con el petróleo se le denomina Gas Asociado.

5 líquidos por millón de pies cúbicos de gas) en cuyo caso se le denomina Gas No Asociado.

(3) En reservorios de gas condensado, cuyo nombre proviene por la cantidad apreciable de líquidos contenidos en fase vapor en el reservorio (entre 10 a 250 barriles de líquidos por millón de pies cúbicos de gas. A este gas también se le denomina Gas No Asociado.

2.1 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL GAS NATURAL

El gas natural se encuentra en los yacimientos acompañados de otros hidrocarburos, que se aprovechan en los procesos de extracción y el procesamiento de los productos principales. En vista, de esto es que dependiendo de qué productos le acompañen, se le denomina gas seco o gas húmedo.

Si el gas que predomina es el metano (CH4), el cual pertenece a la serie parafínica, en donde los átomos de carbono y de hidrógeno se unen para formar cadenas sencillas, que se simbolizan como CnH2n+2. Los hidrocarburos que responden a esta fórmula se denominan Hidrocarburos Saturados Normales.

6

Tabla 1. Composición Química del gas natural

Componente Fórmula Química Estado Físico Composición %

Metano (C1) CH4 Gaseoso 55,00-98,00

Etano (C2) C2H6 Gaseoso 0,10-20,00

Propano (C3) C3H8 Gaseoso 0,05-12,00

n-Butano (nC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80

IsoButano (iC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80 n-Pentano (nC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80 i-Pentano (iC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80 n-Hexano (nC6) C6H14 Líquido 0,01-0,50 n-Heptano (nC7) C7H14 Líquido 0,01-0,40 Nitrógeno N2 Gaseoso 0,10-5,00 Dióxido

Carbónico

C02 Gaseoso 0,20-30,00

Oxígeno 02 Gaseoso 0,09-30,00

Sulfuro de Hidrógeno

H2S Gaseoso Trazas-28,00

Helio He Gaseoso Trazas-4,00

Fuente:(Leonardo L. T., 2008)

Tabla 2. Principales contaminantes de un gas natural

Componente Fórmula Química

Sulfuro de Hidrógeno H2S

Monóxido de Carbono CO

Dióxido de Carbono CO2

Sulfuro de Carbonilo COS

Disulfuro de Carbono CS2

Mercaptanos RSH

Nitrógeno N2

Agua H2O

OXIGENO O2

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2.2 TIPOS DE YACIMIENTOS

La formación de los yacimientos de petróleo o gas requieren de cuatro etapas en su evolución diagenética dentro de la cuenca sedimentaria: entierro profundo bajo sedimentos, calentamiento y presión, migración de los hidrocarburos desde la fuente (roca madre) hasta una zona porosa, por lo tanto a continuación se definen los tipos de yacimientos:

2.2.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO

En estos yacimientos el petróleo es el producto y el gas esta como producto secundario disuelto en cantidades que depende de la presión y la temperatura del yacimiento. Reciben el nombre de Yacimientos Saturados. Esto corresponde, cuando el petróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de temperatura y presión existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la estructura, formando una capa de gas sobre el petróleo.

2.2.2 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

8

2.2.3 YACIMIENTOS DE GAS – PETRÓLEO

Estos yacimientos corresponden a acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo, representa el mecanismo que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos. Cuando baja la presión y el petróleo ya no pueden subir espontáneamente, se puede inyectar gas desde la superficie a la capa de gas, aumentando con ello la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo, siempre y cuando todo el proceso se realice dentro de lo establecido.

2.2.3.1 CONCEPTOS BÁSICOS

Un ejemplo de un sistema de condensado es uno compuesto de un gas natural y una mezcla de gasolina natural. La temperatura crítica de esta mezcla es tal que si la mezcla estuviera acumulada en un reservorio, a una considerable profundidad (temperatura de yacimiento entre 100 ºF y 200ºF), el fluido se comportará como gas condensado.

9

Figura 1: Diagrama de fases de un yacimiento de gas condensado

Fuente: (Campbell, 2002)

2.2.4 YACIMIENTOS DE GAS RICO

Un yacimiento de gas mojado está compuesto en menor porcentaje de componentes pesados que el de gas condensado. Esto causa que el diagrama de fases sea menos ancho y que el punto crítico esté a menor temperatura que en el caso anterior. Como muestra en la Figura 2. La temperatura de yacimiento excede la temperatura crincondertémica, la cual causa que el fluido del yacimiento permanezca en una sola fase a pesar de que disminuya la presión.

10

Figura 2: Diagrama de un yacimiento de gas rico o gas mojado

Fuente:(Campbell, 2002)

2.2.5 YACIMIENTOS DE GAS SECO

Un yacimiento de gas seco está compuesto principalmente por metano y etano con pequeños porcentajes de componentes pesados. Tanto en el separador en superficie, como en las condiciones iniciales en el yacimiento permanecen en una sola región. Los hidrocarburos líquidos no se condensan en la mezcla ni en el yacimiento ni en los separadores. El término seco, en este caso se refiere solo a la falta de hidrocarburos líquidos no a otros líquidos que se puedan condensar durante la vida productiva del yacimiento o en el proceso de separación, como se muestra en la Figura 3.

Figura 3: Diagrama de fases de un yacimiento de gas seco

Fuente:(Campbell, 2002)

11

2.3 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL EN FUNCIÓN DE LA

COMPOSICIÓN

Siendo la composición del gas natural un parámetro de gran importancia, tiene la siguiente clasificación:

2.3.1 GAS ÁCIDO

Este en un gas cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H₂S) es mayor que 0,25 gramos por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora (>de 0,25 gramos/100 PCNH).En este caso las condiciones normales están en el Sistema Británico de Unidades la cantidad señala equivale a cuatro partes por millón, en base al volumen (4ppm, V de H₂S. En el Sistema Británico de Unidades esto significa, que hay 4 lbmol de H₂S/1x10⁶lbmol de mezcla. La GPSA, define a un gas ácido como aquel de que posee más de 1,0 gramo/ 100 PCN o 16 ppm, V de sulfuro de hidrógeno (H S). (7000 granos= 1lb; 1 gramo= 15,43 granos).

Otros Gases de Reacción Ácida:

 El Sulfuro de Carbonillo (COS). Este es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico, que se descompone en (H₂S+ CO₂)

 Los Mercaptanos, los cuales se pueden representar a través de la

siguiente fórmula (RSH), son compuestos inestables y de alto grado de corrosión, en muchos casos reaccionan con algunos solventes, descomponiéndolos.

12 para el medio ambiente, por lo que hay extremas precauciones cuando se trabaja con este componente, ya que puede causar graves problemas de salud y / o ambiental.

2.3.2 GAS DULCE

Este es un gas que contiene cantidades de sulfuro de Hidrogeno (H₂S), menores a cuatro partes por millón en base a volumen (4ppm, V) y menos de 3% en base molar de Dióxido de Carbono (CO₂).

2.3.3 GAS POBRE O GAS SECO

Este es un Gas Natural del cual se han separado el GLP (gases licuados de petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, está constituido fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a los yacimientos, o se usa en la generación de Hidrógeno (H₂). la composición fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su composición se puede utilizar directamente como Combustible, para lo cual es necesario mantener una presión de yacimiento, parámetro que varíen de acuerdo a la localización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie, y la producción de líquidos solo se alcanza a temperaturas criogénicas.

2.3.4 GAS RICO O GAS HÚMEDO

13 los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de componentes intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de hidrocarburos líquidos del orden de 10 a 20 BN/MM/PCN. Este parámetro llamado riqueza líquida es de gran importancia, para la comercialización del gas natural, ya que los líquidos producidos son de poder de comercialización.

2.3.5 GAS CONDENSADO

Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El contenido de metano es de (C )> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados (C₇) alcanza valores mayores a 12,5% (<12,5%). La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, proceso que en la mayoría de los casos puede representar algún problema en la comercialización de estos yacimientos.

En vista que los primeros hidrocarburos que se quedan, son los más pesados. Lo que significa que el fluido que alcanza la superficie lo hace sin, una gran cantidad de los elementos pesados. Además, por el hecho que los hidrocarburos pesados se acumulen en la formación obstaculizan el libre desplazamiento del fluido, en su viaje hacia la superficie. En su camino al tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura penetrando rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie con características bien específicas, las cuales permiten en tratamiento del fluido.

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2.3.6 GAS ASOCIADO

Este es un Gas Natural que se han extraído de los yacimientos junto con el petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del 90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se considera que en los yacimientos se forman capas de gas.

2.3.7 GAS NO ASOCIADO

Este es un gas que solo está unido con agua en yacimientos de gas seco. En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual no es superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquidos por millón de pies cúbicos normales de gas (10 BN/MM PCN). El gas está compuesto principalmente por metano (C₁), compuesto que alcanza una concentración porcentual mayor a 80%, con pequeñas cantidades de pentanos y compuestos más pesados (C₅+ <1%). La obtención de líquidos del gas producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas.

2.3.8 GAS HIDRATADO

Este es un gas que tiene más de siete libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas (lb de agua /MMPCN) lo que indica que el gas deberá de ser sometido al proceso de deshidratación, para poder comercializarlo.

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2.3.9 GAS ANHIDRO

Este es un gas que no tiene menos cantidad de vapor de agua, que la clasificación de gas hidratado.

2.4 CARACTERIZACIÓN DEL GAS NATURAL

Entre las técnicas cromatográficas utilizadas con fines analíticos, la cromatografía de gases es probablemente la técnica de más amplia utilización; ninguna técnica analítica puede ofrecer su capacidad de separación o su sensibilidad a la hora de analizar compuestos volátiles.

2.4.1 ANÁLISIS DEL GAS NATURAL - CROMATOGRAFÍA DE GASES

Para el Análisis del Gas Natural se debe tener en cuenta que cuando se determina la composición del gas natural, no solo se cuantifican los hidrocarburos presentes, sino también las impurezas, como Agua, Dióxido de Carbono y Sulfuro de Hidrógeno. Es posible que también haya presencia de arenas, las cuales producen erosión. En las muestras pueden, a ver también parafinas y asfáltenos, los cuales se depositan y crean problemas de taponamiento. Si el agua está en forma líquida y hay presencia de gases ácidos, de seguro aumentará la corrosión. Además de la posible formación de hidratos.

16 a) Fraccionamiento a baja Temperatura.- Este proceso, por lo general se realiza en el Aparato Podbielniak que es una columna de laboratorio rellena para la destilación fraccionada de gas natural. b) Espectrómetro de Masa.- Este método se basa en la deflexión de su

trayectoria que sufren las moléculas ionizadas de un gas muy diluido, en un campo magnético. La ionización se efectúa una cámara de ionización.

c) Espectrómetro de Absorción Infrarroja.- Este es un aparato similar a un espectrómetro común, pero utiliza rayos infrarrojos cuya refracción con gases y otros medios incoloros es más pronunciada y características que la de los rayos de la luz visible. Los distintos componentes son identificados por comparación de sus aspectos con espectros de productos puros, determinados en el mismo aparato o publicados en la literatura. La espectrometría infrarroja es particularmente útil para distinguir entre moléculas saturadas del grupo (parafínicos) y no saturados (olefinas, etc.).

2.4.1.1 CROMATOGRAFÍA DE GASES

17 es semipermanente y se obtienen picos de ebullición con colas. Su única aplicación es la separación de especies gaseosas de bajo peso molecular. La GLC utiliza como fase estacionaria moléculas de líquido inmovilizadas sobre la superficie de un sólido inerte.

La GC se lleva a cabo en un cromatografo de gases. Este consta de diversos componentes como el Gas portador, el sistema de inyección de muestra, la columna (Generalmente dentro de un horno), y el detector, como podemos observar en la Figura 4.

Figura 4: Diagrama de un cromatografo de gases

Fuente: (Morales F. P., 2007)

2.4.1.2 GAS PORTADOR

El gas portador cumple básicamente dos propósitos: Transportar los componentes de la muestra, y crear una matriz adecuada para el detector. Un gas portador debe reunir ciertas condiciones:

 Debe ser inerte para evitar interacciones (tanto con la muestra como

con la fase estacionaria)

18  Debe ser capaz de minimizar la difusión gaseosa- Fácilmente

disponible y puro-Económico-Adecuado al detector a utilizar.

El gas portador debe ser un gas inerte, para prevenir su reacción con el analito o la columna. Generalmente se emplea gases como el helio, argón, nitrógeno, hidrogeno o dióxido de carbono y la elección de este gas en ocasiones depende del tipo de detector empleado. El almacenaje de gas puede ser en balas normales o empleando un generador, especialmente en el caso de nitrógeno y del hidrogeno. La ilustración de una cromatografía de gases, podemos observar en la Figura 5.

Figura 5: Ilustración de una cromatografía de gases

Fuente: (Morales F. P., 2007)

2.4.2 DEFINICIÓN DE LA ADSORCIÓN

Es la retención de una especie química en los sitios activos de la superficie de un sólido, quedando delimitado el fenómeno a la superficie que separa las fases o superficie interracial. La retención superficial puede ser de carácter físico-químico el proceso de seguro es irreversible. La adsorción depende de la naturaleza de la sustancia adsorbida, de la temperatura y estado de subdivisión del absorbente y de la concentración.

19

2.4.3 DEFINICIÓN DE LA ABSORCIÓN

Es la retención de una especie química por parte de una masa y depende de la tendencia que tenga la masa a formar mezcla o reaccionar químicamente con la misma.

Un ejemplo de una cromatografía de un gas natural podemos observar en la Figura 6, que es el resultado del análisis de un gas procedente del campo Villano Alfa del bloque 10, empresa Agip Oil Ecuador y recuperado en el equipo scrubber de gas de las facilidades de producción.

En este análisis se observa la información que proporciona una cromatografía de gas natural que es la siguiente:

• Porcentaje en peso de los componentes • El porcentaje molar de los componentes • Densidad relativa

• Peso molecular promedio (g/g mol) • Poder calórico del gas (BTU/pie3)

• Octanaje del gas

• Contenido del líquido del gpm (glns/MPC) • Contenido de agua( lbs/MMPC)

20

Reporte de una cromatografía de gases:

Figura 6: Cromatografía de gases

21

2.5 INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL

La industria del gas natural es un vasto sector, concentrado e intensivo en capital. Debido al estrecho lazo que existe entre la exploración y la producción del gas natural y del petróleo, las compañías petroleras son igualmente las principales empresas implicadas en el sector del gas natural. Sin embargo, el transporte y la distribución del gas se asemejan más al sector del transporte y distribución de electricidad.

El gas natural sirve como combustible para usos doméstico, industriales y para la generación de energía termoeléctrica. En el área industrial es la materia prima para el sector de la petroquímica. A partir del gas natural se obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es la materia prima de los plásticos. En términos generales se puede asegurar que la utilidad del gas natural es múltiple, aunque una de las primeras aplicaciones fue la producción de vapor sustituyendo o complementando en instalaciones mixtas, la acción de los combustibles sólidos o líquidos.

22 sus reservas y asegura que el gas natural puede actuar como una energía puente hacia otro sistema energético en un futuro lejano.

Las aplicaciones industriales del gas natural se pueden resumir en:

2.6 APLICACIONES INDUSTRIALES DEL GAS NATURAL

El gas natural es una energía versátil y por ello tiene diferentes aplicaciones para los sectores industriales, tales como:

2.6.1 FABRICACIÓN DE CERÁMICAS

Aquí la utilización del gas natural se sustenta, en que el gas natural tiene un menor contenido de contaminantes. Además el poder calorífico de los combustibles gaseosos, hace que sea posible efectuar el calentamiento directo al producto, lo que permite obtener un grado de combustión elevado y construir hornos más pequeños, para llevar a cabo el proceso.

2.6.2 INDUSTRIA DEL VIDRIO

Las operaciones térmicas de la industria del vidrio se clasifican en dos grupos de naturaleza esencialmente distinta, uno de ellos es la utilización del .gas natural, utilización que se realiza fundamentalmente en la creación de energía térmica, lo que le confiere una gran utilidad al gas natural, ya que está utilizando una energía limpia y de alto poder calorífico, que fácilmente se puede demostrar su bajo impacto ambiental.

23

2.6.3 INDUSTRIA TEXTIL

Se utiliza al gas natural para el acabado de las fibras, este proceso requiere mantener una presión constante del gas natural.

2.6.4 INDUSTRIA QUÍMICA

Se considera que una de las materias primas básicas para la síntesis química industrial más importante es el gas natural.

2.6.5 INDUSTRIA DEL CEMENTO

Se consume una considerable cantidad de energía térmica en el proceso de producción del cemento, la cual puede ser satisfecha por el gas natural. En el Ecuador el gas natural producido por la compañía EDC ha sido utilizado por la empresa Machala Power para la eléctrica desde Octubre2002 La industria azuaya utilizara el gas natural licuado, GNL. Las obras en la planta licuefactora ya se iniciaron. Petrocomercial espera que las obras concluyan en Agosto de 2011.

El objetivo es sustituir las importaciones de combustibles, que son subsidiados por el Gobierno Nacional, con el fin de generar un ahorro diario al Estado de USD 790 000 en importaciones de diesel.

El Estado a través de sus entidades de control asesorará a la industria en el cambio de combustible. El objetivo es reducir costos de producción y de contaminación ambiental.

24 El esquema que va a utilizar Petrocomercial es el que ya se utilizó en los países europeos. El primer paso es generar el GNL, y después destinar para el sector industrial. De acuerdo a las reservas que tenga el país, se puede ampliar el uso de ese combustible a los domicilios y a los vehículos.

2.7 VENTAJAS AMBIENTALES DEL USO DEL GAS NATURAL

El Gas Natural es un combustible muy limpio comparado con los combustibles tradicionales lo que facilita el cumplimiento de exigentes normas ambientales. Una de las grandes ventajas del Gas Natural respecto a otros combustibles, es la baja emisión de contaminantes en su combustión.

En la generación de una determinada cantidad de energía calorífica, el gas natural es el que tiene menos emisiones, como lo muestra los datos presentados en la Tabla 3.

Tabla 3. Emisión de contaminantes del combustible (En términos del consumo energético)

COMBUSTIBLE HP

MATERIAL PARTICULADO

SOx ÓXIDO

DE SULFURO

NOx ÓXIDO DE NITRÓGENO

Gas Natural 1 1 1

GLP 1,4 23 2

Keroseno 3,4 269 1,5

Diesel 3,3 1209 1,5

Residual No_{5 15 4470 4}

Residual No_{6 39,4 4433 4}

Carbón 157 5283 6

25

2.8 LEYES QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DE LOS

GASES

De los tres estados de agregación solo el estado gaseoso permite una descripción cuantitativamente, se necesitan cuatro propiedades para describir el estado del sistema. Estas propiedades son: masa, presión, volumen y temperatura. La ecuación de estado del sistema es la relación matemática que existe entre los valores de estas cuatro propiedades. Solo se necesitan tres de estos para describir el estado, la cuarta puede calcularse a partir de la ecuación de estado que se obtiene al conocer el comportamiento experimental del sistema. En 1662, Robert Boyle, realizó las primeras medidas cuantitativas del comportamiento de los gases en relación con la presión y el volumen. Sus resultados indicaron que el volumen es inversamente proporcional a la presión.

P = Presión V= Volumen c= constante

La ley de Boyle puede escribirse de esta manera:

Esta se aplica solo a una masa fija de gas a temperatura constante.

26

2.9 LEY DEL GAS IDEAL

Boyle determinó que el volumen de un gas es inversamente proporcional a la presión a temperatura constante. Charles demostró que a presión constante el volumen de un gas con cierta masa varía directamente proporcional con la temperatura absoluta.

A partir del trabajo de Boyle y de Charles los científicos desarrollaron la relación que ahora se conoce como la Ley del Gas ideal.

[2.3]

Dónde:

P= Presión absoluta V= Volumen del gas N= Numero de Moles

R= Constante universal de los gases T= Temperatura absoluta

Un gas ideal es un gas imaginario que obedece exactamente a leyes simples como la de Charles y Boyle, tal gas tiene masa pero las moléculas del gas en si no ocupan volumen y no existe interacción entre ellas. Ningún gas real obedece con exactitud estas leyes en todos los intervalos de temperatura y presión, aunque los gases ligeros (hidrógeno, oxígeno, aire, etc.)

27 La ecuación de gases ideales, es muy importante en el estudio de los gases, debido a que no envuelve aspectos característicos de un gas en particular, sino que es más bien una generalización aplicable a todos los gases. Además de ser punto inicial para el desarrollo de ecuaciones de estados más exactas que definen mejor el comportamiento de gasesreales.

Al aplicar la ecuación de gases ideales a un proceso que incluya a un cambio de un grupo inicial de condiciones a otro grupo final de condiciones, se pueden establecer entre los términos semejantes, como se muestra a continuación:

[2.4]

Agrupando queda:

[2.5]

En el cual los subíndices 1 y 2 se refieren a las condiciones iniciales y finales. Esta relación es muy útil para estimaciones de campo.

2.9.1 CONDICIONES ESTÁNDAR

28 Las condiciones de temperatura y presión seleccionadas son:

• Industria del gas natural: 60 °F y 14.7 lb/pulg² abs. • Científicas universales : 32°F Y 760 mmHg

A estas condiciones se les denomina condiciones estándar. Basadas en las condiciones estándar de la industria del gas, la relación entre moles y el volumen que ocupa es la siguiente:

1 Mol (gas ideal) = 379 pie³

Nota: Normalmente el flujo estándar se expresa en:

Ingles = MMSCFD (Millón estándar cubic feet per day) 60 °F/ 14.7 Psia. Español = MMPCND (Millones de pies cúbicos normales al día) 60°F/ 14.7 psi.

2.9.2 RELACIONES PARA GASES REALES

El comportamiento de gases según el modelo ideal, se cumple cuando se manejan gases a baja presión, no obstante, cuando se tienen gases a alta presión se obtienen desviaciones que pueden originar errores como un 55% en vez del 2º 3% a presión atmosférica.

29 La ecuación corregida queda de la forma:

[2.6]

Dónde:

P= Presión, psia

V= Volumen, pies cúbicos Z= Factor de compresibilidad N= Nᴑ. Moles

T= Temperatura absoluta

El factor compresibilidad Z es adimensional (sin unidades) independiente del peso y /o cantidad de gas y es determinado por las características del gas, temperatura y presión.

2.10 NORMATIVA ECUATORIANA PARA EL GAS NATURAL

30

Tabla 4. Requisitos del gas natural según la NTE 2489: 2009

REQUISITOS UNIDAD MÍNIMO MÁXIMO MÉTODOS DE

ENSAYO Poder calorífico

superior

MJ/m3 _{35,42 43,12 ASTM D 1945}

ASTM D 3588 ISO 6976

Índice de Wobbe MJ/m3 _{45,8 50,6 ASTM D 3588}

ISO 6976 Sulfuro de hidrógeno

(H2S)*

mg/m3 _{____ 6,1 ASTM D 4048}

Azufre total (S)** mg/m3 _{____ 15,0 ASTM D 5504}

ASTM D 6228

Oxígeno*** % ____ 0,2 ASTM D 4530

Inertes

ϕNitrógeno (N2) ϕDióxido de carbono (CO2)****

ϕTotal de inertes

% % % ___ ___ ___ 5,0 3,0 5,0

ASTM D 1945

Humedad (H2O)***** mg/m3 ___ 65 ASTM D 1142

Contenido de licuables a partir del propano (C3)******

O bien temperatura de roció de

hidrocarburos de 1 a 8000 kPa

l/m3

K(o_C)

___ ___

0,045 271,15(-2)

ASTM D 1945 ISO 6975 ASTM D 1142 ASTM D 1945

ISO 6975

Metanos % 80

Fuente: (Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2489, 2009)

31

CAPÍTULO 3

METODOLOGÍA

3. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

El Gas Natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su distribución y consumo. Por esta razón, en la mayoría de los casos, los campos productores de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de tratamiento. En ellos el gas procedente de los pozos se adecua para el consumo, tanto doméstico como industrial.

3.1 PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O DESACIDIFICACIÓN

Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del Gas Natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H₂S) y Dióxido Carbono (CO₂). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (COS) y el Disulfuro de Carbono (CS₂), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas.

El proceso de endulzamiento data, desde hace muchos años. Y en la actualidad se dispone de procesos altamente específicos, con solventes y aditivos complejos, que hacen que el endulzamiento sea de una gran eficiencia, en vista que muchos otros procesos del gas dependen de este.

El proceso de endulzamiento se puede realizar a través de:

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b) Procesos de Adsorción

c) Procesos de Conversión Directa d) Remoción con Membranas

3.1.1 ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL A TRAVÉS DEL PROCESO DE ABSORCIÓN

La absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidos, este es un proceso en donde un líquido es capaz de absorber una gaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción se realiza utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos.

Endulzamiento del Gas Natural a través de la Absorción de Gases: Las condiciones del gas a tratar son: Concentración de impurezas; Temperatura y presión disponible; Volumen de gas a procesar; Composición de hidrocarburos; Selectividad de los gases ácidos por mover; Especificaciones del gas ácido residual. Los procesos de endulzamiento se pueden clasificar de acuerdo al tipo de reacción que presente:

a) Absorción Química ( proceso de Amina) b) Absorción Física ( solvente Físicos) c) Combinación de ambas técnicas.

3.1.2 PROCESOS DE AMINAS

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alta experiencia en la industria de endulzamiento de gas. El proceso de endulzamiento: Aminas, podemos observar en la Figura 7.

Figura 7: Diagrama de la planta de Endulzamiento de gas natural –

absorción con aminas

Fuente: (Repsol, 2010)

3.1.3 PROCESO DE ENDULZAMIENTO POR MALLAS MOLECULARES

Se pueden utilizar para absorber físicamente los gases ácidos y luego se regeneran utilizando elevada temperaturas o disminuciones de la presión. Las mallas moleculares son consideradas un método sofisticado, por lo tanto se utilizan fundamentalmente, cuando necesitan eliminar pequeñas cantidades de gas ácido.

34

3.1.4 CONSECUENCIA DE NO ENDULZAR

La principal consecuencia de no realizar el Proceso de Endulzamiento del Gas es la corrosión. La corrosión es una condición operacional que se debe manejar en todas las instalaciones de endulzamiento. El tipo de solución endulzadora y su concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de corrosión. Los lugares más propensos a la corrosión son el rehervidor, el intercambiador de calor y el generador, debido a las temperaturas elevadas que se manejan.

3.1.5 FACTORES INVOLUCRADOS EN LA SELECCIÓN DE UN MÉTODO DE ENDULZAMIENTO

El procedimiento de selección de un método de endulzamiento tiene una gran importancia y los factores que están involucrados en la selección del proceso de endulzamiento son:

a) La afinidad del solvente o los gases ácidos con los hidrocarburos

b) Degradación de los solventes por la presencia de oxígeno o trazas de componentes contaminantes.

c) Costos operativos y confiabilidad del proceso d) Condiciones climáticas y toxicidad o reactivo e) Disposición de los subproductos

3.2 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

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contenido de agua o vapor de agua en el gas, así como el contenido de hidrocarburos condensables ante un aumento de presión o disminución de temperatura, resultan inconvenientes para la conducción del gas por tuberías ya que provocaría obstrucciones de importancia. Es por ello que el Gas Natural debe ser sometido a un proceso de deshidratación.

3.2.1 AGENTES DESHIDRATANTES

La deshidratación se puede efectuar por diferentes agentes entre los que podemos mencionar:

• Ácido sulfúrico concentrado • Alumina activada

• Silica gel

• Tamices moleculares • Glicol

De todos los mencionados anteriormente uno de los más usados en una planta de extracción es el Glicol.

3.2.2 DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL CON GLICOLES

Estos componentes se encuentran en una gran cantidad, pero los que más se utilizan en el proceso de deshidratación del Gas Natural son:

1. Etilenglicol (EG).- Cuya fórmula química es HOC₂H₄OH, luego su peso molecular es 62,10 (lb/lbmol), tiene su punto de congelamiento en 8 °F.

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3. Trietilénglicol (TEG): Fórmula química es OH (C₂H₄O)₃H. El peso molecular alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es de 19°F.

4. Tetraetilénglico (TTEG): Fórmula química es OH (C₂H₄O)₄H, su peso molecular es 194,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 22°F.

Los Glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que permiten obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, con las pérdidas de vapor son menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe utilizarse a temperaturas inferiores a 50°F, ya que se incrementa mucho la viscosidad, el EG y DEG se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas, tanto en los procesos de refrigeración y expansión, dentro de los parámetros operacionales establecidos, ya que caso contrario no se puede producir un proceso eficiente. En la figura 8. Se puede observar un diagrama de la deshidratación con glicol.

Figura 8: Diagrama de la Deshidratación con Glicol

Fuente: (Repsol, 2010)

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CAPÍTULO 4

RESULTADO

4. BLOQUE 16

A continuación se describe el sistema operativo del bloque 16, y se aclara que en el presente trabajo la propuesta de optimización de generadores eléctricos en base a la recuperación del gas natural es para las FACILIDADES DE SUPERFICIE NORTE (NPF).

Repsol opera el bloque 16 desde 1999, año en el que asumió el 99% de las acciones de YPF. Mediante un acuerdo con la estatal Petroecuador, Repsol opera, además las áreas Biogi-Capiron y el Campo Tivacuno.

El 23 de noviembre de 2010 se acordó la modificación del contrato de participación para la explotación y exploración de hidrocarburos en el bloque 16, para adoptar el modelo de contrato de prestación de servicios. El nuevo contrato tendrá vigencia hasta 2018. Asimismo, el 22 de Enero de 2011 se suscribió el contrato de prestación de servicios del bloque Tivacuno.

El Bloque 16, está ubicado en la provincia Oriental, y con Tivacuno y BioCapiron suma una extensión de 220 mil hectáreas. En su interior se construyeron sofisticadas instalaciones requeridas para el procesamiento del petróleo proveniente del Bloque y de los campos Bio-Capiron y del área Tivacuno, facilidades que permiten un adecuado y técnico manejo de la actividad petrolera que por realizarse dentro de un área protegida, el Parque Nacional Yasuni, requiere de especiales cuidados y de la autorización de técnicas que permitan integrar las necesidades de desarrollo del Ecuador y la conservación de la Amazonia.

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infraestructura. El petróleo que se produce en el Bloque 16 y en BiogiCapiron, es transportado hasta Lago Agrio a través de un oleoducto subterráneo de 120 Kilómetros de longitud que cuenta con los más innovadores sistemas y estándares de seguridad.

Otro aspecto de la tecnología que se aplica en el Bloque 16, es el excelente tratamiento de los lodos de perforación y la reinyección del agua de formación que se produce conjuntamente con el petróleo.

La incorporación de sofisticada tecnología en geología, geofísica, exploración y producción de crudo pesado, hace de la operación del Bloque 16 un modelo de gestión con mínimo impacto ambiental y prácticamente sin emisiones ya que se realiza la combustión del gas para generar energía.

4.1 INFRAESTRUCTURA E INGENIERIA DEL BLOQUE 16

El Bloque 16, se encuentra ubicada en el Oriente Ecuatoriano, más específicamente en la Provincia de Orellana al noreste del Ecuador, como lo muestra la Figura 9.

39

Dentro del bloque 16, se encuentra varios campos especialmente en la zona sur. Estos campos son los siguientes: Amo, Ginta, Iro, Daimi, Dabo y BiogiCapiron, que es un campo compartido con el Estado. Estos campos antes mencionados son los campos que dentro del bloque están en fase de explotación y desarrollo como se establece en la Figura 10.

Figura 10: Diagrama del flujo general de las facilidades del bloque 16

Fuente: (Repsol, 2010)

En el gráfico se detalla las instalaciones de superficie que compone el bloque 16, que inicia desde el SPF (facilidades de producción sur) hasta su punto de fiscalización en Lago Agrio. El petróleo es extraído en los well pad (plataformas donde están todos pozos de producción) en el campo sur del bloque 16 que son Amo, A, B, C, Dabo, Daimi A y B, todo el fluido es llevado hacia la planta de deshidratación del SPF donde es separado las tres fases del fluido (petróleo, agua de formación, gas) para ser almacenado cada uno de estos. El petróleo es enviado por el oleoducto hacia el NPF(facilidades de producción Norte ) que ingresa a la planta de deshidratación para ser

40

almacenado en los tanques, también se recibe el fluido extraído de los well pad (plataforma de producción ) de Capiron y Tivacuno para ser deshidratado, luego del proceso en el NPF se procede a enviar el petróleo a Lago Agrio debiendo pasar por la estación de rebombeo hasta llegar a los puntos de fiscalización del OCP( Oleoducto de Crudos Pesados ) y SOTE (Sistemas de Oleoductos Transecuatoriano); como muestra la Figura 11.

Figura 11: Diagrama de flujo de la planta NPF (Facilidades de Producción Norte)

Fuente: (Repsol, 2010)

En el grafico se detalla gráficamente las instalaciones de superficie de la planta del NPF (facilidades de producción Norte). El crudo llega desde la planta del SPF y se mezcla con el fluido que llega desde BOGI, CAPIRON y TIBACUNO ingresa a un cabezal donde se reparte la carga del fluido hacia

41

los 2 trenes de deshidratación. Cada tren consta de 2 free wáter (separador de agua libre), 2 intercambiadores de calor, 1 separador de producción, 1 deshidratación, 1 scrubber de agua. Se cumple un proceso mecánico y físico químico para tener las tres fases bien definidas para su buena separación.

4.2 PLANTAS ELÉCTRICAS Y FUNDAMENTOS DE LA

GENERACIÓN ELÉCTRICA

El objetivo fundamental del área de generación eléctrica, es proporcionar la energía necesaria para la explotación, producción y transporte del petróleo, es por eso que la compañía Repsol YPF cuenta con los equipos de generación NPF, SPF Y SSDF, para poder proporcionar la energía que se necesita, la operación de los equipos de generación eléctrica la de la misma manera en los campos.

4.3 SISTEMA DE GENERACIÓN INTERNA ELÉCTRICA DE NPF

(Facilidades de Producción Norte)

Este sistema cuenta con dos grupos de electrógenos accionados por dos turbinas a diesel, LM2500, GE, las cuales generan una capacidad de energía de 18.5 Mw cada uno, un generador a diesel, Detroit, que genera una capacidad de energía de 1Mw.

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Figura 12: Generador A LM250 a diésel

Fuente: (Repsol, 2010)

Figura 13: Generador Dual Diesel / Gas

Fuente: (Repsol, 2010)

En la Compañía Repsol los equipos de generación eléctrica están formados por: un equipo impulsor (turbinas o motores de combustión interna), un equipo

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impulsado o accionado (generador eléctrico) y además cuenta con equipos auxiliares.

4.3.1 TURBINA A GAS

Una turbina es básicamente una máquina caliente en la que se genera energía térmica y luego lo convierte en energía mecánica a través de la aplicación de un proceso termodinámico, los eventos que ocurren este ciclo son:

 Compresión

 Combustión

 Expansión

 Escape

La compañía Repsol YPF cuesta en la actualidad con dos tipos de turbinas que son:

 Turbinas LM2500 de General Electric

 Turbinas Solar Centauro H50

Figura 14: Turbina

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4.3.2 TURBINAS LM 2500. GE

Son fabricadas por General Electric y consisten en:  Generador de Gas (GG)

 Turbina de potencia

 Exhaust

El generador de Gas es el encargado de generar los gases calientes para la turbina de potencia y está formado por:

La sección de entrada la cual direcciona el aire al interior del compresor y proporciona un flujo de aire estable, tal como se representa en la Figura 15.

Figura 15: Interior de una turbina solar

Fuente: (Repsol, 2010)

La sección del compresor tiene como propósito fundamental comprimir el aire para la combustión, tiene 16 etapas de flujo axial con una relación de compresión de 18 a 1 sus componentes son:

 Estructura frontal del compresor (CFF)

 Rotor del compresor

 Estator del compresor ( CRF)

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 Tiene 6 etapas de alabes variables 1000 RPM

 Estator soportado en el CFF y en el CRF

 Rotor soportado en rodamientos 3R, 5B Y 4R

 La sección de la cámara de combustión la cual es una

cámara anular que cuenta con treinta inyectores y dos bujías.

4.3.3 TURBINAS DE ALTA PRESIÓN

La función de esta turbina es extraer energía del flujo de gases calientes para poder mover el rotor del compresor el mismo que esta acoplado mecánicamente, el cual está formado por un rotor y un estator de dos etapas cada uno, esta turbina está soportada en los bearing 4B Y 5R.

4.3.4 TURBINAS DE POTENCIA

Es una turbina de baja presión gira a 3600 revoluciones por minutos (RPM), tanto el rotor como el estator constan de 6 etapas de alabes, el eje de esta turbina tiene acople físico con el eje del generador eléctrico, esta turbina esta soportado en los bearing 6R, 7R y 7R, la cual está acoplada aerodinámicamente a la HPT (Turbina de alta Potencia), cuenta con un ducto de escape que sirve para expulsar los gases calientes luego de mover la turbina de potencia (PT).

4.3.5 TURBINAS SOLAR CENTAURO 50

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compresor que tiene 11 etapas de rotor y estator, es de flujo axial, tiene tres alabes variables y gira a 14950 RPM. Una turbina solar internamente podemos observar en la Figura 16.

Figura 16: Partes internas de una turbina sola Centauro.

Fuente: (Repsol, 2010)

Tiene una cámara de combustión que es una cámara anular que tiene doce inyectores , una antorcha, una bujía y además es dual ( diesel y gas combustible ), una turbina de potencia, que tiene tres etapas de rotor y estator y su eje está acoplado directamente al generador eléctrico y cuenta con una caja de engranajes que reduce la velocidad de 14950 a 1800 RPM, cuenta con un ducto de escape que expulsa los gases calientes luego de mover la turbina de potencia, además con un sistema de soporte ( aire, arranque, combustible, aceite y control) y con accesorios (válvulas bleed, enfriadores de aceite).

4.4 ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO DE UN GENERADOR

ELÉCTRICO

El generador eléctrico es una máquina que consiste en estaciones de bobinas de alambre de cobre. Denominado estator Winding, y un campo magnético