Diseño de planta para el tratamiento de gas natural

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(1)Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. UNIVERSIDAD NACIONAL DE TRUJILLO. UN T. FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA. Qu. ím. ica. ESCUELA ACADÉMICO PROFESIONAL DE INGENIERÍA QUÍMICA. en ier ía. “DISEÑO DE PLANTA PARA EL TRATAMIENTO DE GAS NATURAL”. In g. TESIS. PARA OPTAR EL TÍTULO DE:. de. INGENIERO QUÍMICO. Br. Ramírez López Melissa.. ec. a. AUTOR:. Bi. bli. ot. ASESOR:. Dr. Ing. Silva Villanueva José Luis.. TRUJILLO – PERÚ 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. UN T. PRESENTACIÓN. SEÑORES CATEDRÁTICOS MIEMBROS DEL JURADO:. ica. De conformidad con lo dispuesto en el reglamento de Grados y Títulos de la Escuela Académico Profesional de Ingeniería Química de la Universidad Nacional de Trujillo,. ím. me es honroso presentar a consideración de vuestro elevado criterio el trabajo titulado: “DISEÑO DE PLANTA PARA EL TRATAMIENTO DE GAS NATURAL.”, que. Qu. sustentare como Tesis para obtener el Título de Ingeniero Químico, si vuestro dictamen. Trujillo, Abril del 2012. In ge. nie. ría. me favorece.. ____________________________. Bi. bli ot ec a. de. Br. Ramírez López Melissa.. 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. ica. Qu. Presidente. ím. ________________________________. UN T. JURADO DICTAMINADOR. nie. ría. Dr - Ing. Ancelmo Castillo Valdivieso. In ge. ________________________________. Jurado. Bi. bli ot ec a. de. Dr. Ing. José Luis Silva Villanueva. ________________________________. Jurado Dr. Ing. Miguel Hurtado Gastañadui. 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) UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Qu. ím. ica. DEDICATORIA. Con todo cariño a mis padres, quienes me han enseñado con su ejemplo a rebasar todas. ría. las barreras que la vida me presenta, a querer ser mejor cada día, a entender que no hay nuestros objetivos. Melissa. Bi. bli ot ec a. de. In ge. nie. nada imposible y que sólo hay que esmerarse y sacrificarse y ser persistente, para lograr. 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) UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. ica. AGRADECIMIENTO. Expreso mi agradecimiento a la Facultad de Ingeniería Química de la Universidad. ím. Nacional de Trujillo por permitir desarrollarme profesionalmente.. Qu. A mi asesor Dr. Ing. José Luis Silva Villanueva, por su apoyo desinteresado en el. Bi. bli ot ec a. de. In ge. nie. ría. desarrollo de ésta Tesis.. 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) UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. RESUMEN. ica. Capítulo I, Se realiza el estudio de mercado de gas natural en el Perú y en, el. extranjero con la finalidad de estimar la oferta y demanda del producto, así como. ím. también justificar la posibilidad de instalar una planta química para tal fin.. El presente estudio se realizó en base a datos estadísticos relacionados con el. Qu. consumo y demanda del gas natural.. Capítulo II, Se aborda la selección del diseño de proceso, y tiene por finalidad. ría. escoger un tipo de proceso de tratamiento así como desarrollar la parte descriptiva del proceso.. nie. Capítulo III, Tiene como finalidad determinar la elección del lugar más adecuado para la instalación de la planta, para ello se hace uso de la técnica. In ge. denominada factores de balanceo, que consiste en asignar valores numéricos a los diferentes factores tanto primarios como secundarios. Capítulo IV, Comprende el diseño de los principales equipos de proceso tales. de. como tanques, bombas y Absorbedor, a cabo mediante simulación utilizando para tal caso el simulador Hysys 3.0.1.. bli ot ec a. Capitulo V, Este capítulo está referido a la parte de la instrumentación y control automático, aquí se define el tipo de control a utilizar y se ilustran tanto. los lazos de control utilizados. Capítulo VI, El presente capitulo trata sobre los auxiliares de proceso, tales. como el abastecimiento de agua, vapor de agua, combustible y electricidad; se. Bi. incluye también las facilidades de almacenamiento, seguridad, edificios y laboratorio.. 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) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Capítulo VII, Referido a la distribución de la planta y básicamente define el. UN T. arreglo espacial de todas las unidades de operación, para ello se elaboraron el plano unitario y maestro.. Capítulo VIII, Este capítulo se realiza un estudio económico, a fin de. ica. determinar la rentabilidad del proyecto.. Capitulo X, Muestra las referencias bibliográficas. ím. Capitulo IX. En este capítulo se presentan las conclusiones del estudio.. Qu. Capitulo XI, En él se presenta el apéndice, donde se desarrollan a detalle los. Bi. bli ot ec a. de. In ge. nie. ría. capítulos 2 y 4.. 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) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. UN T. ABSTRACT. ica. Chapter I, the study of the natural gas market in Peru and, abroad in order to. estimate the supply and demand for the product, as well as justify the possibility. ím. of installing a chemical plant for this purpose is made.. This study was based on statistical data related to the consumption and demand. Qu. of natural gas.. Chapter II, the design selection process is discussed, and aims to choose a. ría. type of treatment process and develop the descriptive part of the process. Chapter III, aims to determine the choice of the most suitable place for. nie. installing the plant, for this use of the technique known as balancing factors, which consists of assigning numerical values to different factors both primary and. In ge. secondary done.. Chapter IV, includes the design of the main process equipment such as tanks, pumps and absorber out by simulation using such case the Hysys 3.0.1 simulator.. de. Chapter V, this chapter refers to the part of the instrumentation and automatic control, here it defined the type of control to use and illustrate both control loops. bli ot ec a. used.. Chapter VI, This chapter deals with processing aids such as water, steam, fuel. and electricity; also it includes storage facilities, security, and laboratory buildings.. Chapter VII, based on the distribution of plant and basically defines the. Bi. spatial arrangement of all operating units, for which the unit and master plan were developed.. 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. Chapter VIII, this chapter an economic study is carried out to determine the. UN T. profitability of the project. Chapter IX. In this chapter the conclusions of the study are presented. Chapter X, shows the bibliographical references. ica. Chapter XI, Appendix In it, where they develop in detail Chapters 2 and 4 is. Bi. bli ot ec a. de. In ge. nie. ría. Qu. ím. presented.. 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. ÍNDICE. ica. PRESENTACIÓN…………………………………………………………………….….i. ím. JURADO DICTAMINADOR…………………………………………………………...ii DEDICATORIA……………………………………………………………………..….iii. Qu. AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………..iv. ría. RESUMEN………………………………………………………………………..……..v. Bi. bli ot ec a. de. In ge. nie. ÍNDICE…………………………………………………………………………..…….vii. 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. CAPÍTULO I ESTUDIO DE MERCADO. ica. 1.1. Introducción……………………………………..………...…….………..…....1. 1.2. Un poco de Historia….…………………..….…………………………...….….3. ím. 1.3. Origen del gas natural…………………………………………………………..4. Qu. 1.4. El gas natural…………………………………………………………………...4 1.5. Análisis de la oferta y demanda……………………………………………….27. ría. CAPÍTULO II. nie. SELECCIÓN Y DISEÑO DEL PROCESO. 2.2. Eliminación. In ge. 2.1. Descripción del proceso………………………….…….................................29 de. gases. Ácidos:. Desulfuración. y. de. Descarbonatación………………………….…………………..…………......30. 2.3 Deshidratación y eliminación de otros componentes……………...…………31. bli ot ec a. 2.4 Descripción del proceso……………………………………………………...33. Bi. 2.5 Balance de materia y energía………………………………………………...35. 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. CAPÍTULO III UBICACIÓN DE LA PLANTA. ica. 3.1. Factores primarios ……………………………………………..………...…...37. ím. 3.2. Factores secundarios ……………………………………….…………………39. CAPÍTULO IV. Qu. 3.3. Evaluación por el método de factores de balanceo ………………………..…39. ría. DISEÑO DEL EQUIPO DE PROCESO………………………………………..…..41. nie. CAPÍTULO V. INSTRUMENTACION Y CONTROL DEL PROCESO. In ge. 5.1. Control de la temperatura en el intercambiador TIC-1…………………….…43 5.2. Control de nivel en el tanque de DEA: LIC-1…………………………….…43 5.3. Control de nivel en el tanque de EG: LIC-2…………………………….…...43. de. 5.4. Control de nivel en el separador flash 1: LIC-3…………………………..….44. Bi. bli ot ec a. 5.5. Control de nivel en el Absorbedor-1: LIC-4…………………………………44. 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) UN T. Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. CAPÍTULO VI AUXILIARES DE PROCESO. ica. 6.1Suministro de agua ………………………………………………….……..….…...46 6.2 Energía Eléctrica………….……………………………………………..……..….46. ím. 6.3 Almacenamiento…….…………………………………………………..…………47. Qu. 6.4 Seguridad………….…………………………………….………….….................47. ría. 6.5 Laboratorio y edificios…………………………………..……………………......47. nie. 6.6 Taller de mantenimiento…………………………………...……….…….…..…..47 CAPÍTULO VII. In ge. DISTRIBUCION DE LA PLANTA. 7.1 Distribución de la planta………………………….………...……………..48. de. 7.2 Cimientos…………………………………………………………...…...…48. bli ot ec a. 7.3 Estructuras…………………………………………………….…..….…....49. Bi. 7.4 Tuberías…………………………………………………………..………...49. 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) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. UN T. CAPÍTULO VIII EVALUACION ECONOMICA. ica. 8.1 Determinación de La Inversión…………….…………….…….…..…….…..50. 8.2 Resumen de la inversión……………………………….……………….….…58. ím. 8.3 Costos de operación……………………………………………….................59. Qu. 8.4 Flujo de Caja Económico…………………………………………………..…61. ría. 8.5 Rentabilidad…………………………………………..………….…………...64. nie. CAPÍTULO IX. In ge. CONCLUSIONES…………………………………………………………..………..65. CAPÍTULO X. REFERENCIAS. bli ot ec a. de. BIBLIOGRAFICAS………………………………….…….……………………......66. CAPÍTULO XI. APENDICE………………………………………………………………………......69. 11.1Capítulo 2…………………………………………………………….……….….70. Bi. 11.2 Capítulo 4…………………………………………………………………….….73. xiii 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) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. UN T. ÍNDICE DE TABLAS Y GRÁFICAS. TABLAS:. ica. Capítulo I:. 1.1 Componentes y características del gas natural.……………………………………….....5. ím. 1.2 Composición del gas Natural de Camisea………………………………….……………11. Capítulo III:. Qu. 3.1 Elección de la ubicación de la planta por el método de factores de balanceo…………40. Capítulo V:. ría. 5.1 Resumen de instrumentación y control para la planta…………………………………45. nie. Capítulo VIII:. 8.1 Resumen de costo total de tanques…………………………………………………...…….52. In ge. 8.2 Resumen de costo total de bombas…………………………………………………………52 8.3 Resumen de costo total de separadores flash…………………………………………..….54 8.4 Resumen costo total de intercambiadores de calor……………………….………….……55 8.5 Resumen de costo total de esferas de almacenamiento.……………….…………………..55 8.6 Resumen de costo total de Absorbedor…………..………………………………..…….…56. de. 8.7 Resumen de costo total de equipos…………………………………………………………58 8.8 Resumen del costo total para los bienes……………………………………………………58. bli ot ec a. 8.9 Remuneración del personal…………………………………………………………………60. Capítulo XI:. Bi. 11.1 Resumen de las condiciones de entrada para el mezclador.…………………….…...…..81. xiv 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. UN T. Figuras Capítulo I:. 1.1 Cadena del gas natural………………………………………………………………………7. ica. 1.2 Reservas de gas natural por región…………………………………………………………8. ím. 1.3 Utilización de las ondas de sonido en la prospección……………………………………..13 1.4 Yacimiento de gas natural………………………………………………………………….15. Qu. 1.5 Esquema de una torre de perforación……………………………………………………..16. ría. Capítulo II:. nie. 2.1 Diagrama de proceso para el tratamiento de gas natural……………………………...…35. Capítulo XI:. In ge. 11.1 Corrientes de entrada y salida para el mezclador M-1……………………………...…...75 11.2 Condiciones de operación para la corriente gaseosa y el agua.……..……….…………75 11.3 Composiciones para la corriente gaseosa y el agua.…………………………………….76. de. 11.4 Corrientes de entrada y salida para el Separador Flash 1………………………….……76. bli ot ec a. 11.5 Condiciones de operación obtenidas por flasheo.………………………….……………77 11.6 Composiciones para la corriente liviana y pesada.……………………………………..77 11.7 Corrientes de entrada y salida para el Absorbedor 1………………………………........78 11.8 Condiciones de operación en el Absorbedor.…………………………………………..78. Bi. 11.9 Variables de diseño para el Absorbedor.……………………….……………………….79 11.10 Gradiente de presión para el Absorbedor.…………………………………………….79 11.11 Composiciones a la entrada y salida del Absorbedor...……………………..…….….80. xv 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. 11.12 Corrientes de entrada y salida para la válvula 1……………………………….….…...81. UN T. 11.13 Condiciones de salida para la válvula 1.………………………………….……....……81 11.14 Corrientes de entrada y salida para el separador flash 2.……………………………..82. 11.15 Condiciones de operación obtenidas por flasheo………………………………...…….82. ica. 11.16 Composiciones para la corriente liviana y pesada.…………………………………....83. ím. 11.17 Corrientes de entrada y salida para el mezclador 2.………..……………………..…..83 11.18 Condiciones de operación para el mezclador 2.………………………………..….….84. Qu. 11.19 Composición para las corrientes de entrada. ……………………………….….….…85 11.20 Corrientes de entrada y salida para el intercambiador.…………………………..….85. ría. 11.21 Características de configuración para el intercambiador……………………………86 11.22 Condiciones de operación para el intercambiador.…………………………………...86. nie. 11.23 Gastos energéticos para el intercambiador.……………………………………..…….87. In ge. 11.24 Gradientes de temperatura para el intercambiador………………………….………87 11.25 Corrientes de entrada y salida para el enfriador.………………………………...…..88 11.26 Condiciones de operación para el enfriador.………………………………….…...…88. de. 11.27 Gradientes de temperatura para el enfriador.…………………………………..……89 11.28 Corrientes de entrada y salida para el separador flash…………………………..…..89. bli ot ec a. 11.29 Condiciones de operación para el flash 3.………………………………………….....90 11.30 Composiciones a la entrada y salida para el separador flash 3…………………..….90. 11.31 Corrientes de entrada y salida para la bomba B-1………………………………..…..91 11.32 Condiciones de operación para la bomba B-1………………………………………..91. Bi. 11.33 Parámetros de operación para la bomba B-1………………………………………...92 11.34 Corrientes de entrada y salida para el mezclador 3…………………………………..92 11.35 Condiciones de operación para el mezclador 3………………………………………93. xvi 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. CAPÍTULO I. UN T. ESTUDIO DEL MERCADO. 1.1 INTRODUCCION:. ica. La atmósfera es esencial para la vida sobre el planeta, sin embargo el hombre descarga en ella muchos de los residuos producidos por su actividad. Debido a la gran movilidad. ím. de la atmósfera los efectos de los residuos vertidos en ella pueden afectar extensas zonas, tanto a nivel local como regional y en algunos casos planetario o global. La. Qu. contaminación del aire producida por la actividad del hombre, tiene su origen en causas muy diversas, siendo la combustión la principal. Los contaminantes producidos por la. en ier ía. reacción de combustión de recursos fósiles son monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno, dióxido de azufre, hidrocarburos y material particulado. (Villaflor, G. et al, 2008).. El gas natural, en el mundo, constituye la tercera fuente de energía después del petróleo y el carbón. Durante los últimos 20 años, las reservas de gas natural han crecido a un. In g. ritmo de 5% anual aproximadamente, estimándose las reservas totales mundiales de este hidrocarburo en 150 billones de m3, lo cual, además de su gran crecimiento como industria, demuestra la gran importancia que ha venido adquiriendo como combustible e. de. insumo industrial para el desarrollo de las naciones. El gas natural, si se compara con otras fuentes de energía, es el combustible energético que más beneficios brinda, ya que. a. es un combustible limpio (no contaminante) y más económico que otros que existen en. ec. el mercado, entre los que están el kerosene, el petróleo diesel, los petróleos residuales, las gasolinas, el GLP y la electricidad.. ot. (http://www2.osinerg.gob.pe/Infotec/GasNatural/pdf/Regulacion_Gas_Natural_Peru.pdf).. bli. Actualmente en el campo económico la inversión supera los US$ 1600 millones y ha traído beneficios económicos para nuestro país, con incrementos en el PBI 0.8% en. Bi. promedio, superó los US$ 4000 millones entre el 2000 - 2006 y sobrepasaría los US$ 11000 millones a largo plazo (2007 - 2033). Sus principales mercados son la generación eléctrica (60%) y la industria (40%). (Andrés, A. et al, 2007).. Br. Melissa, Ramírez López. 1. 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) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. En resumen, los múltiples beneficios resultantes de la utilización de gas natural generan una gran demanda por lo que es vital el modelamiento, simulación y optimización de. UN T. procesos de acondicionamiento y deshidratación de gas natural. Este trabajo tiene como objetivo identificar las variables más sensibles de operación. para diseñar una planta para el tratamiento de Gas Natural proceso que permita obtener un gas natural que cumpla las especificaciones de calidad impuesta, y con un consumo. ím. ica. energético mínimo. Para tal efecto, se utiliza el simulador comercial HYSYS 3.0.1.. 1.2 UN POCO DE HISTORIA:. Qu. A lo largo de la historia de la humanidad se han ido produciendo ciclos de reemplazo de una fuente de energía por otra. Durante centurias la única fuente de. en ier ía. energía del hombre fue la de sus músculos, particularmente mano de obra esclava, luego utilizo la fuerza de los animales, y mucho mas limitadamente la del viento y del agua. La leña y el carbón se usaron para calefacción y cocción de alimentos. Hasta la revolución industrial prevaleció la economía agraria y el crecimiento económico dependió de tres factores: capital tierra y trabajo. Con la Revolución. In g. Industrial, comenzada en Inglaterra hacia 1750, el carbón y el vapor obtenido por su combustión pasan a ser los aceleradores de las industrias textil y siderúrgica. A los. de. factores tradicionales de capital y trabajo se añaden otros dos, tecnología y energía. A finales de 1850 se consolidó el desarrollo del ferrocarril, y la movilización de capitales y de la siderurgia promovida por este nuevo transporte afianzó definitivamente. a. a la Revolución Industrial y al creciente empleo de la energía. El vapor producido por el. ec. carbón movió en forma generalizada ferrocarriles y barcos entre 1850 y 1910. Al final. ot. de este periodo hicieron su aparición la electricidad y el petróleo, para otros usos además del de iluminación. De esta manera fue dándose un paulatino reemplazo del. bli. carbón, primero por el petróleo y posteriormente por el gas natural, debido a menores. Bi. costos, más versatilidad en el manejo y transporte y a una combustión más limpia que reduce la contaminación ambiental. El conocimiento y utilización del petróleo y del gas natural por el hombre, es tan antiguo como su historia. Dada la dificultad de los pueblos primitivos para llegar a los. Br. Melissa, Ramírez López. 2. 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) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. yacimientos subterráneos, sólo los advertían cuando se filtraban a la superficie a través de fallas o fracturas en los terrenos que los cubrían. Este lento escape, sumado a la. UN T. exposición al aire y al sol, hace que el petróleo salga a la superficie y el gas natural a la atmósfera. De esta forma, el petróleo pierde sus componentes más livianos, lo que posibilita que se degrade en un material viscoso y espeso que fue conocido con distintos nombres en distintas épocas y países (p.ej. “aceite mineral”).. ica. Ahora bien, el primer pozo de petróleo "moderno" lo perforó Edwin Drake en 1859 en Pensilvania, Estados Unidos. Drake realizó un sondeo en el valle de Oil Creek para. ím. la empresa Séneca Oil y, después de meses de esfuerzo, el petróleo brotó espontáneamente de un pozo de 21 metros de profundidad. Este descubrimiento. Qu. estimuló la actividad de la perforación de pozos -la fiebre del petróleo-, alcanzando una producción de 25.000 Ton un año más tarde. Acababa de nacer una de las industrias. en ier ía. más poderosas del planeta: la petrolera, y empezaba a retroceder la que hasta entonces había sido la fuente de energía más importante: el carbón.. Los Estados Unidos también fueron los pioneros en la explotación de los yacimientos de gas natural. En 1821, los habitantes de un pueblo denominado Canadaway, cercano a Nueva York, perforaron un pozo de unos nueve metros de. In g. profundidad para obtener el gas natural que emanaba de un yacimiento muy superficial y lo canalizaron a través de una red de distribución de madera y plomo hasta algunas casas, para utilizarlo en el alumbrado. Un siglo más tarde, también en Estados Unidos,. de. se explotaron yacimientos de gas natural, al margen de los de petróleo, puesto que hasta entonces el gas natural se quemaba o se re-inyectaba a los pozos para mantener la. a. presión de extracción del petróleo, en vez de ser aprovechado comercialmente.. ec. El aceite mineral empezó a entrar en juego como recurso energético a finales del. ot. siglo XIX, época en que era utilizado para la iluminación, en forma de queroseno, un producto intermedio entre las naftas y los gasóleos que quemaban en quinqués y otros. bli. tipos de lámparas. El bajo precio del crudo, consecuencia de la gran cantidad disponible,. Bi. estimuló el consumo de queroseno en el alumbrado, en las cocinas y la calefacción. El gran cambio histórico se produjo cuando aparecieron los motores de explosión. (Daimler, 1887) y de combustión (Diesel, 1897), que permitieron el desarrollo espectacular de nuevos sistemas de transporte por tierra y aire, y la sustitución de los. Br. Melissa, Ramírez López. 3. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. combustibles tradicionales por derivados del petróleo tanto en el transporte marítimo, como en el terrestre (ferrocarril) y en la industria. Acababa de nacer una de las. UN T. industrias más importantes del siglo XX: la automoción. Paralelamente a la utilización de los derivados del petróleo como fuente de energía,. el aprovechamiento de los centenares de hidrocarburos presentes en este aceite mineral abrió otra vía industrial, la industria petroquímica, que inició la síntesis y producción de. ica. gran cantidad de sustancias, a partir de los componentes del petróleo, y puso en el. Qu. 1.3 ORIGEN DEL GAS NATURAL:. ím. mercado una variedad de productos desconocidos hasta entonces. (Vega, J. 2007).. Al igual que el petróleo el gas natural tiene un origen orgánico generado por la de. en ier ía. descomposición anaeróbica de la materia orgánica, que tuvieron lugar entre 240 y 70 millones de años atrás, durante la época en la que los grandes reptiles y los dinosaurios habitaban el planeta (Era del Mesozoico). Esta materia orgánica provenía de la vegetación y organismos marinos, que se fueron acumulando en el fondo de plataformas costeras o en las cuencas poco profundas de estanques, y que fueron sepultadas bajo sucesivas capas de tierra por la acción de los fenómenos naturales, quedando. de. In g. sedimentados y comprimidos (Vega, J. 2007).. 1.4 EL GAS NATURAL:. Es un combustible gaseoso constituido por una mezcla de hidrocarburos livianos. ec. a. cuyo componente principal es el metano (CH4). Se denomina con el término "Natural" porque en su constitución química no. ot. interviene ningún proceso; es limpio, sin color y sin olor. Se le agrega un odorizante. bli. para la distribución sólo como medida de seguridad.. Bi. (http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/GAS%20NATURAL%20EN%20EL%20SECTOR%2 0RESID-COMERCIAL%20_JUNIO%2009_.pdf).. Br. Melissa, Ramírez López. 4. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. 1.4.1 Composición: La composición real de un determinado gas se obtiene y aprecia por medio de. UN T. análisis cualitativos y cuantitativos. Estos análisis enumeran los componentes presentes y el porcentaje de cada componente en la composición total.. Además de los hidrocarburos presentes, por análisis se detecta la presencia o. no de otras substancias que merecen atención debido a que pueden ocasionar. ica. trastornos en las operaciones de manejo, tratamiento y procesamiento industrial del. ím. gas.. de. In g. en ier ía. Qu. Tabla N° 1.1: Componentes y características del gas natural.. ec. a. Fuente: Barberii, E. (1998.). 1.4.2 Definiciones:. ot.  Gas Seco: En estos yacimientos no hay condensación ni en el reservorio ni. Bi. bli. en superficie, es decir que están desvinculados de los yacimientos de petróleo. El gas seco se compone principalmente de metano, con cantidades menores de etano, propano y butano.  Gas Húmedo: El comportamiento de estos yacimientos es similar a los yacimientos de gas seco. La diferencia con estos últimos está dada por la. Br. Melissa, Ramírez López. 5. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. condensación que se produce en superficie debido al ingreso en la región de dos fases, luego de superar la curva de rocío.. UN T. El gas húmedo tiene al metano y solo algunos componentes intermedios. Es común separar el butano y superiores en plantas apropiadas en superficie..  Gas Condensado: En estos yacimientos, en el fondo y hasta bajar la. ica. presión de la curva de rocío existe solo gas, al entrar en la región de dos fases se produce una condensación y aparece la fase líquida; este comportamiento. ím. es llamado “condensación retrógrada” porque ocurre una condensación cuando generalmente en una dilatación isotérmica se produce una. Qu. vaporización.. El líquido condensado se adhiere a las paredes de los poros de la roca reservorio y con el gas producido disminuye el contenido líquido, y en. en ier ía. superficie se manifiesta con un aumento de la razón gas/líquido de producción.. Esto motiva una reducción en los porcentajes en la recuperación de condensado en caso que la presión de abandono del yacimiento no sea. In g. suficientemente bajo para permitir la etapa de vaporización.  Gas Asociado al Petróleo: Denominados yacimientos de petróleo saturado, la presión inicial nunca supera la del valor de saturación, y en el. de. caso que sea menor resultará un yacimiento con capa o casquete de gas. Generalmente este gas no es extraído durante la explotación del yacimiento,. a. porque mejora los porcentajes de recuperación de petróleo.. ec. Con la explotación de petróleo el casquete se expandirá hacia abajo, entrando en la zona de petróleo; esto produce un aumento en las relaciones. Bi. bli. ot. gas/petróleo, en los pozos ubicados próximos al contacto gas – petróleo.  Gas Disuelto: Son aquellos cuya presión inicial es superior a la de saturación. En estas condiciones si se reduce ligeramente la presión no se libera gas de la solución.. Br. Melissa, Ramírez López. 6. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. 1.4.3 Propiedades del Gas Natural:  Más ligero que el aire.. UN T.  Incoloro.  Inodoro.  No toxico.  Comprimible.. de. In g. en ier ía. Qu. ím. Fig. N° 1.1: Cadena del gas natural.. ica.  Inflamable.. Fuente:http://www.osinerg.gob.pe:8888/SPH/html/gas_natural/cultura_gas_natural/publicaci. ot. ec. a. ones/Princ ipiosTecnologicosdelSectordeGasNatural.pdf.. bli. 1.4.4 Gas Natural en el Mundo: Para tener una visión panorámica de la industria del gas natural en el mundo,. Bi. en primer lugar es necesario conocer el desarrollo de las reservas, los niveles de producción y la demanda futura del hidrocarburo, así como la duración de dichas reservas para mantener el régimen productivo.. Br. Melissa, Ramírez López. 7. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. En el año 2005, las reservas mundiales de gas natural fueron de 180 Tera m3 (6350 Tera pies cúbicos) mientras que en el 1980 éstas eran de 84 Tera m 3, lo cual. UN T. significa que en 25 años se han incrementado en 114%, es decir, que han crecido a una tasa media anual de 3,1%. En el año 1980 la región que tenía más reservas era Europa y Euro Asia (fundamentalmente Rusia), pero 25 años después la región con más reservas de gas natural es el Medio Oriente.. ica. (http://www2.osinerg.gob.pe/Infotec/GasNatural/pdf/Regulacion_Gas_Natural_Peru.pdf).. de. In g. en ier ía. Qu. ím. Fig. N° 1.2: Reservas de gas natural por región.. ec. a. Fuente: http://www2.osinerg.gob.pe/Infotec/GasNatural/pdf/Regulacion_Gas_Natural_Peru.pdf .. 1.4.5 Gas Natural en el Perú:. ot. La industria de gas natural en el Perú fue poco desarrollada hasta antes del. bli. inicio del Proyecto Camisea. Anteriormente a la explotación de las reservas de. Bi. Camisea la industria de gas natural se desarrolló básicamente en Talara y Aguaytía. La puesta en marcha del proyecto Camisea, en agosto de 2004, significó el más grande paso dado por el país para su independencia energética, básica para su desarrollo económico.. Br. Melissa, Ramírez López. 8. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. Actualmente, en el país, el gas natural se utiliza mayormente en la generación de energía eléctrica, desplazando a otros combustibles como el petróleo, el GLP y. UN T. el carbón para generarla, con resultados positivos para todos los usuarios finales. Igualmente ha beneficiado al sector industrial, residencial y transporte, ya que. como combustible es más barato que los otros que existen en el mercado, generando mayor ahorro y/o utilidades.. ica. Por estas razones el mercado de gas natural ha evolucionado rápidamente. El número de consumidores y su demanda crecen en la medida que se expande la red. ím. de distribución, consolidándose el desarrollo de esta industria.. Qu. (http://www2.osinerg.gob.pe/Infotec/GasNatural/pdf/Regulacion_Gas_Natural_Peru.pdf).. En el Perú el gas natural se produce en tres zonas geográficas bien definidas:. en ier ía. En el Noroeste: En el área de Talara se usa el gas natural como combustible en la generación de electricidad (Central Térmica de EEPSA), en las operaciones de las industrias petroleras de la zona y también como combustible residencial (aproximadamente 350 viviendas). Existe la posibilidad de que se desarrollen proyectos de distribución en las ciudades de Talara, Sullana y Piura.. In g. En la Selva Central: En el área de Pucallpa se usa el gas natural como combustible para la generación eléctrica (Central Térmica de Aguaytía Energy) y. de. en las operaciones petroleras. Existe la Posibilidad de que se desarrollen proyectos de distribución de gas natural en la ciudad de Pucallpa.. a. En la Selva Sur: Básicamente el lote 88 en Camisea y el lote 56 en Pagoreni.. ec. (http://www.gnc.org.ar).. ot. Actualmente, en el país se han establecido cuatro plantas de procesamiento de. Bi. bli. gas natural, constituido de la siguiente manera: - Aguaytía Energy del Perú S.R.L. - Planta de Procesamiento y Fraccionamiento de Gas Natural (Ucayali). - Graña y Montero Petrolera. - Planta de Gas Natural Verdún y Pariñas (Piura).. Br. Melissa, Ramírez López. 9. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. - Pluspetrol Perú Corporation S.A. - Planta de Separación de Gas Natural, Las Malvinas y Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural. UN T. (Pisco). - Procesadora de Gas Pariñas S.A.C. - Planta Criogénica de Gas Natural (Piura) (www.deperu.com/abc/).. ica. 1.4.6 Ubicación del yacimiento Camisea:. El yacimiento se ubica en la selva amazónica, al sur del Perú, distrito de. ím. Echarate, provincia de La Convención, región Cusco, a más de 400 km al Sur Este de la ciudad de Lima. El Lote 88 (en el cual se basa el proyecto Camisea. Qu. base) incluye los yacimientos San Martín y Cashiriari; actualmente, la extracción de gas natural y líquidos de gas natural se realiza sólo del. en ier ía. yacimiento San Martín. Entre el 2008 y 2009, el Consorcio Camisea iniciaría la extracción de líquidos del yacimiento Cashiriari y del Lote 56.. a. de. In g. Tabla N° 1.2: Composición del gas natural de Camisea.. ec. Fuente: Shell (1995).. Bi. bli. ot. 1.4.6.1 Geología: La Cuenca Ucayali en el área de Camisea, está limitada al Oeste por. la Cordillera de los Andes, al Norte por el arco de Contaya y Cushabata y, al Sur por el arco de Fitzcarrald y al Este por el basamento Precambreano. El relleno de esta cuenca comprende aproximadamente 3000 metros de clásticos continentales del Cenozoico cubriendo secuencias del Ordoviciano hasta sedimentos del Cretáceo. Los reservorios de la Cuenca Ucayali son. Br. Melissa, Ramírez López. 10. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. secuencias clásticas de edad Cretácea y Pérmica. Se cuenta con dos. UN T. yacimientos denominados Cashiriari y San Martín (Carrillo, L. 2000).. 1.4.6.2 Yacimiento Cashiriari:. El yacimiento Cashiriari es un anticlinal orientado en la dirección Este - Oeste y con medidas en superficie de 30 km por 5 km. El cierre de la. ica. estructura lo proporciona una combinación de relieve estructural y falla. Qu.  EL RESERVORIO VIVIAN:. ím. sellante. Los reservorios van del Vivian hasta el Noi y Ene.. Está compuesto de lodolitas y principalmente arenas estuarinas. en ier ía. transgresivas con influencia fluvial.  CHONTA/NIA/NOI/ENE:. El Chonta está formado por areniscas marinas y fluviales y hacia arriba son estuarinas, intercalado con lodolitas.. In g.  NIA/NOI/ENE:. El Nia es similar al Chonta, pero; tiene canales arenosos y. conglomerádicos. El Noi es una cuarcita altamente fracturada y. de. también tiene areniscas eólicas. El Ene es la base de la secuencia formada por areniscas y al tope lodolitas en contacto con el Grupo. ec. a. Copacabana.. Bi. bli. ot. 1.4.6.3 Yacimiento San Martin: El anticlinal de San Martín mide en superficie 10 x 4 km. El cierre. de la estructura en el Este, Oeste y Sur es por relieve estructural, mientras que por el norte es por una falla de sobre-escurrimiento. Los reservorios Chonta, Nia, Noi y Ene son similares que Cashiriari (Andrés, A., et al, 2007).. Br. Melissa, Ramírez López. 11. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. La Industria del Gas: 1.4.6.4 La Prospección:. UN T. La Prospección es la operación que inicia el ciclo de actividad de la industria del gas natural es la prospección o búsqueda de los yacimientos.. Los profesionales que conocen las características de los materiales. ica. sólidos que constituyen la Tierra se ocupan de analizar con detalle las. formaciones rocosas, la disposición de estratos o la composición del suelo,. ím. entre otros análisis, con el fin de determinar cuáles son los lugares propicios. Qu. para contener bolsas de petróleo o de gas natural.. En la búsqueda de nuevos yacimientos participan las más diversas. en ier ía. y modernas ciencias y tecnologías. Se trabaja analizando fotografías aéreas y de satélites, que permiten reconstruir la estructura interna del terreno, se estudian las variaciones en el campo magnético y gravitacional terrestre, o se analizan con rayos X las características de las muestras recogidas mediante sondeos geológicos. Con la información obtenida, se dibuja una. In g. carta geológica del lugar, el primer paso en la exploración petrolífera. Uno de los métodos más utilizados en la prospección es el estudio. de. de las características de las capas subterráneas, mediante ondas sísmicas provocadas de forma artificial. En la actualidad, la prospección sísmica (3D) permite obtener planos tridimensionales, y con la sísmica 4D se obtienen. Bi. bli. ot. ec. a. mapas 3D en función del tiempo (Vega, J. 2007).. Br. Melissa, Ramírez López. 12. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. en ier ía. Fuente: Vega, J. (2007).. Qu. ím. ica. UN T. Figura N° 1.3: Utilización de las ondas de sonido en la prospección.. Las ondas de sonido emitidas desde la superficie del terreno y transmitidas a través de las capas del subsuelo rebotan nuevamente hasta la superficie cada vez que cambia el tipo de roca, lo que permite la confección de los “mapas” del subsuelo.. In g. 1.4.6.5 Extracción:. Una vez acabada la fase de prospección, se realiza un sondeo para averiguar si un pozo contiene suficiente petróleo o gas natural como para. de. que su explotación sea rentable.. a. Este sondeo se realiza con una máquina muy potente instalada en. ec. una torre de perforación, que agujerea lentamente el suelo, hasta llegar al punto donde está el yacimiento. A medida que el taladro avanza, se van. ot. colocando tubos por los cuales el petróleo, o el gas natural, será conducido. utilizan plataformas o barcos especiales, equipados con todos los elementos necesarios para llevar a cabo las prospecciones y la extracción.. Bi. bli. hasta la superficie. En los casos en que el sondeo se realiza en el mar, se. Br. Melissa, Ramírez López. 13. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. A) Tipos de Pozos:  Pozos de exploración: Después del análisis de los datos. UN T. geológicos y de las prospecciones geofísicas, se perforan pozos de exploración, en tierra firme o en el mar. Los pozos de este tipo, que se. perforan en zonas donde no se había encontrado antes petróleo ni gas, se. denominan pozos experimentales o de cateo. Los pozos donde se encuentra. ica. petróleo o gas reciben el nombre de "pozos de descubrimiento". A un pozo donde no se encuentra ni petróleo ni gas, o sólo en cantidades demasiado. ím. escasas para una producción económica, se le llama "pozo seco".. Qu.  Pozos de desarrollo: Después del descubrimiento de un yacimiento se determina de forma aproximada la extensión de éste mediante una serie de pozos de delimitación o de valoración. Acto seguido, se. en ier ía. perforan pozos de desarrollo para recoger gas y petróleo.  Pozos de geo-presión y geotérmicos: Son pozos en los que el agua se encuentra a presión y temperatura elevados (más de 48 MPa y 150 °C), la cual puede contener hidrocarburos. El agua se convierte en una. In g. nube de vapor caliente y gases, que se expande rápidamente al ser liberada a la atmósfera debido a una fuga o una rotura.. de.  Pozos mermados o casi agotados: Son los que producen. a. menos de diez barriles de petróleo diarios en un yacimiento.  Pozos de múltiples zonas: Cuando se descubren múltiples. ec. formaciones, el petróleo y el gas de cada formación se dirigen a su. ot. respectiva tubería y se aíslan de los demás mediante obturadores, que sellan. Bi. bli. los espacios anulares entre la columna de tubos y el revestimiento. Son los denominados pozos "de múltiples zonas".  Pozos de inyección: Bombean aire, agua, gas o productos. químicos a los yacimientos de los campos de producción.. Br. Melissa, Ramírez López. 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/.

(32) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural.  Pozos de servicio. Son los que se utilizan para operaciones de mantenimiento de tubos o accesorios y operaciones con cable de acero,. UN T. colocación de obturadores o tapones, o retirada y rehabilitación. Asimismo, se perforan para la evacuación subterránea del agua salada que se separa del. ica. crudo y el gas (Vega, J. 2007).. en ier ía. Qu. ím. Figura N° 1.4: Yacimiento de gas natural.. In g. Fuente: Vega, J. (2007).. de. El yacimiento mostrado está atrapado entre una capa de roca no porosa y un domo salinífero. Como no tiene espacio para expandirse, el gas y el petróleo crudo están bajo una gran presión, y tienden a brotar en forma violenta por el agujero perforado.. ec. a. B) Métodos de Perforación: Los equipos básicos de perforación contienen una torre, un. conjunto de tuberías de perforación, un cabrestante de gran capacidad para. Bi. bli. ot. bajar y subir las tuberías de perforación, una mesa o plataforma que hace girar las tuberías y la barrena o tricono, una mezcladora y una bomba de lodos, y unos motores para el accionamiento de la plataforma giratoria y el cabrestante. Se pueden montar sobre camiones sondas o perforadoras pequeñas que se utilizan para perforar pozos de exploración o de prospección sísmica, con objeto de trasladarlas de un lugar a otro.. Br. Melissa, Ramírez López. 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/.

(33) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. Las perforadoras grandes se instalan en el lugar de la perforación o tienen torres portátiles articuladas (plegables) para facilitar la. de. In g. en ier ía. Qu. ím. ica. Figura N° 1.5: Esquema de una torre de perforación.. UN T. manipulación e instalación.. Entre los métodos de perforación cabe destacar los siguientes:  Perforación por percusión o con cable: Es el método de. ot. ec. a. Fuente: Vega, J. (2007).. Bi. bli. perforación más antiguo. Se realiza por percusión o con cable. Es un método lento y de profundidad limitada, que rara vez se utiliza.  Perforación rotativa. Este método es el más común y se utiliza para perforar pozos tanto de exploración como de producción, hasta profundidades superiores a 7 000 m.. Br. Melissa, Ramírez López. 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/.

(34) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural.  Perforación. rotopercutiva:. Utiliza. simultáneamente. rotación y percusión; es un método combinado en el que una barrena. UN T. rotativa utiliza un líquido hidráulico circulante para accionar un mecanismo tipo martillo, creando así una serie de rápidos golpes de percusión que permiten que la barrena perfore y simultáneamente triture la tierra.. ica.  Electroperforación y turboperforación. La mayoría de las. plataformas giratorias, cabrestantes y bombas de los equipos de perforación pesados suelen ser accionados por motores eléctricos o turbinas, lo que. ím. permite mayor flexibilidad en las operaciones y la perforación. Qu. telecontrolada. La electroperforación y la turboperforación son nuevos métodos que proporcionan a la barrena una potencia más directa.. en ier ía.  Perforación direccional. Es una técnica de perforación rotativa que guía la columna de perforación siguiendo una trayectoria curva a medida que el agujero se hace más profundo. Este método se utiliza para llegar hasta yacimientos inaccesibles mediante la perforación vertical. Asimismo, reduce los costes, ya que permite perforar varios pozos en. In g. distintas direcciones desde una sola plataforma. Este mayor alcance de perforación permite penetrar en yacimientos submarinos desde la costa. Muchos de estos métodos son posibles gracias al empleo de ordenadores. de. para guiar perforadoras automáticas y tubería flexible (espiral), que sube y. a. baja sin tener que conectar y desconectar secciones.  Abandono de los pozos. Cuando los yacimientos de petróleo. ec. y gas natural dejan de ser productivos, normalmente se taponan los pozos. ot. con cemento para evitar flujos o fugas a la superficie y proteger los estratos. pozos abandonados se limpian y se devuelven a la normalidad.. Bi. bli. y el agua subterráneos. Se retira el equipo y los emplazamientos de los. Br. Melissa, Ramírez López. 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/.

(35) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. 1.4.6.6 Producción: Terminada la perforación, el pozo está listo para empezar a. UN T. producir. En el momento de la producción, puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones, llegando a la superficie con muy poco o nulo caudal.. ica. Los fluidos de un yacimiento -petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a la que están sometidos en el mismo. Si la. ím. presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": en los casos de surgencia natural, el fluido asciende por la tubería sin ayudas externas por efecto de la. Qu. presión del yacimiento. Cuando la presión del yacimiento no es suficiente, se requiere de otros métodos, entre los que cabe mencionar:. en ier ía.  Bombeo mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de producción y se asienta en el fondo con un elemento especial. La bomba es accionada por medio de varillas que le transmiten el movimiento desde el "aparato de bombeo" que consta de un balancín al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela.. In g.  Bombeo hidráulico: Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido,. de. generalmente petróleo, que se conoce como fluido motriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite.. a.  Extracción con gas (gas lift): Consiste en inyectar gas a presión. ec. en la tubería para aligerar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la. Bi. bli. ot. superficie.  Pistón a gas (plunger lift): Es un pistón que es empujado por el. gas del propio pozo y trae a la superficie el petróleo, que se acumula entre la ida y vuelta del pistón.  Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible: Es una. bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que. Br. Melissa, Ramírez López. 18. 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. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural. lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite. UN T. bombear grandes volúmenes de fluidos.. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semi-elástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto. ica. resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos. Qu. 1.4.7 Calidad del Gas Natural:. ím. que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator (Reatti, J. 2004).. El gas natural proveniente de los yacimientos contiene impurezas y contaminantes que es necesario remover para ingresarlo en forma adecuada a los. en ier ía. sistemas de transporte y posterior distribución para su utilización. Las impurezas y contaminantes presentes en el gas natural de mayor importancia son:. In g.  Vapor de Agua – H2O..  Dióxido de Carbono – CO2.. de.  Nitrógeno – N2..  Sulfuro de Hidrógeno – SH2.. a.  Azufre, como otros compuestos de azufre.. Bi. bli. ot. ec.  Hidrocarburos Condensables (HC).. Br. Melissa, Ramírez López. 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/.

(37) Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación. Diseño de Planta para el Tratamiento de Gas Natural.  Vapor de Agua:. UN T. El agua es el elemento que provoca los mayores perjuicios al transporte y a la cañería en sí, por la formación de hidratos de gas que obstruyen parcial o. totalmente el gasoducto, y por su acción corrosiva sobre la cañería en. combinación con el dióxido de carbono y/o el sulfuro de hidrógeno que se. ica. encuentran presentes en el gas.. ím.  Dióxido de Carbono:. Qu. En combinación con el agua líquida, produce corrosión sobre la materia de la cañería. La acción corrosiva del dióxido de carbono se puede expresar químicamente de la siguiente forma:. ría. CO2 + H2O  CO3H2. nie. El ácido carbónico actúa sobre el material:. In ge. CO3H2 + Fe  FeCO3 + H2.  Inertes:. Dentro de los inertes se incluyen principalmente al dióxido de carbono y. de. al nitrógeno, debido a que el gas helio y el argón pueden encontrarse tan solo en. bli ot ec a. niveles de trazas; los inertes reducen el contenido calórico del gas..  Sulfuro de Hidrógeno: Tiene una gran acción sobre el material de la cañería y accesorios en. presencia de agua; por otra parte es un contamínate de alta toxicidad para el ser humano:.  10 ppmv: límite permisible de exposición.. Bi.  150 ppmv: provocan mareos y pérdida de olfato..  500 ppmv: puede provocar la muerte.. Br. Melissa, Ramírez López. 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/.