UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
TEMA:
“OPTIMIZACIÓN EN EL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL CON TEG (TRIETILENGLICOL) EN LA PLANTA DE GAS AÑO
2010”
TESIS DE GRADO
Previa la obtención del título de Tecnólogo en Petróleos
AUTOR: Jerry Jack Muñoz Luna
DIRECTOR: Ing. Fausto Ramos A.
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.
Jerry J. Muñoz Luna C.I. 1707318117
DEDICATORIA
Este trabajo es dedicado a mis Padres que Dios los tenga en su gloria y a mi esposa que ha sido es y será el pilar de mi hogar y la fortaleza en los momentos más duros que hemos pasado.
AGRADECIMIENTO
Un agradecimiento especial a la Universidad Tecnológica Equinoccial por darme la oportunidad de terminar la carrera en Tecnología en Petróleos, al Ingeniero Víctor Carrión y Rocío Villacrés por su esmero, paciencia, comprensión y de manera especial al Ingeniero Fausto Ramos ya que sin su ayuda este proyecto no lo hubiera concluido.
ÍNDICE DE CONTENIDOS
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO I ... 1
1. INTRODUCCIÓN ... 1
1.1 FORMULACIÓN ... 2
1.2 JUSTIFICACIÓN ... 2
1.3 OBJETIVOS ... 3
1.3.1 OBJETIVO GENERAL ... 3
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 3
1.4 METODOLOGÍA ... 4
1.4.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN ... 4
1.4.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN ... 5
1.5 HIPÓTESIS ... 5
1.5.1 HIPÓTESIS GENERAL ... 5
1.5.2 HIPÓTESIS ESPECÍFICA ... 5
1.6 VARIABLES ... 6
1.6.1 VARIABLE DEPENDIENTE ... 6
1.6.2 VARIABLE INDEPENDIENTE ... 6
1.7 MARCO TEÓRICO ... 6
CAPÍTULO II ... 12
2. ANTECEDENTES ... 12
2.1 ORÍGENES DEL GAS NATURAL ... 15
2.3 TIPOS DE YACIMIENTOS ... 17
2.3.1 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO ... 17
2.3.1.1 CONCEPTOS BÁSICOS ... 18
2.3.2 YACIMIENTOS DE GAS RICO ... 19
2.3.3 YACIMIENTOS DE GAS SECO ... 21
2.4 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL GAS NATURAL ... 22
2.5 INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL ... 23
2.5.1 FABRICACIÓN DE CERÁMICAS. ... 25
2.5.2 INDUSTRIA DEL VIDRIO ... 25
2.5.3 INDUSTRIA TEXTIL ... 25
2.5.4 INDUSTRIA QUÍMICA ... 26
2.6 LOS HIDRATOS ... 27
2.6.1 FORMACIÓN DE HIDRATOS ... 27
2.7 TIPOS DE HIDRATOS ... 30
2.7.1 HIDRATOS TIPO I ... 30
2.7.2 HIDRATOS TIPO II ... 31
2.7.3 HIDRATOS TIPO H ... 31
2.8 AGUA Y GAS NATURA ... 35
2.8.1 AGUA LIBRE ... 35
2.9 QUE ES LA CROMATOGRAFÍA ... 37
2.9.1 OBJETIVO DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES... 38
2.9.2 CROMATOGRAFÍA DE GASES ... 39
CAPÍTULO III ... 42
3. CONTROL DE LOS HIDRATOS ... 42
3.1 TIPOS DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL ... 48
3.1.1 ABSORCIÓN POR UN LÍQUIDO ... 48
3.1.1.1 DESHIDRATACIÓN CON GLICOL ... 48
3.1.2 ADSORCIÓN: DESHIDRATACIÓN POR DESECANTE SÓLIDO ... 49
3.1.2.1 ENDULZAMIENTO ... 50
3.2 TAMICES MOLECULARES: ADSORCIÓN ... 51
3.3 NORMAS INTERNACIONALES PARA EL TRANSPORTE Y COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL ... 52
3.3.1 LA NORMA ARGENTINA ... 53
3.3.2 LA NORMA MEXICANA ... 54
3.3.2.1 PARÁMETROS DE CALIDAD DEL GAS NATURAL ... 54
3.3.2.2 PROPIEDADES DEL GAS ... 54
3.3.2.3 INTERCAMBIABILIDAD ... 55
3.3.2.4 MÉTODOS DE PRUEBA ... 56
3.3.2.5 MÉTODOS ALTERNATIVOS ... 58
3.3.2.6 CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES ... 58
CAPÍTULO IV ... 60
4. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ACTUAL Y CONDICIONES DE OPERACIÓN EN LA PLANTA DE BAJO ALTO. ... 60
4.1 DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL ... 62
4.2 DESCRIPCIÓN DEL PROCESAMIENTO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS
NATURAL CON TRIETILENGLICOL (TEG). ... 63
4.2.1 ETILENGLICOL (EG) ... 63
4.2.2 DIETILÉNGLICOL (DEG) ... 64
4.2.3 TRIETILÉNGLICOL (TEG): ... 65
4.2.4 TETRAETILÉNGLICO (TTEG) ... 65
4.2.4.1 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA SELECCIÓN DEL GLICOL .. 65
4.2.5 CONTACTOR, TORRE DE ABSORCIÓN ... 69
4.2.5.1 TEMPERATURA ... 74
4.2.5.2 PRESIÓN ... 75
4.2.5.3 NIVELES DE LÍQUIDO ... 75
4.2.5.4 RATA DE FLUJO ... 76
4.2.6 RECALENTADOR– REHERVIDOR – REBOILER... 77
4.2.6.1 TEMPERATURA EN EL REBOILER ... 78
4.2.6.2 PRESIÓN ... 79
4.2.6.3 NIVELES DE LÍQUIDO ... 79
4.2.6.4 RATA DE FLUJO ... 80
4.3 TORRE DE DESTILACIÓN ... 80
4.3.1 TEMPERATURA EN LA COLUMNA DE DESTILACIÓN ... 82
4.3.2 PRESIÓN EN LA COLUMNA DE DESTILACIÓN ... 83
4.3.3 NIVELES DE LÍQUIDO EN LA COLUMNA DE DESTILACIÓN ... 83
4.3.4 RATA DE FLUJO EN LA COLUMNA DE DESTILACIÓN ... 83
4.4 SEPARADOR DE HIDROCARBUROS DEL GLICOL ... 83
4.4.2 PRESIÓN EN EL SEPARADOR ... 85
4.4.3 NIVELES DE LÍQUIDO EN EL SEPARADOR ... 85
4.4.4 RATA DE FLUJO EN EL SEPARADOR ... 86
4.5 MALLAS Y FILTROS EN LA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN PORTEG 86 4.5.1 TEMPERATURA EN LOS FILTROS... 88
4.5.2 PRESIÓN EN LOS FILTROS ... 88
4.5.3 NIVELES DE LÍQUIDO EN LOS FILTROS ... 89
4.5.4 RATA DE FLUJO EN LOS FILTROS ... 89
4.6 BOMBAS DE GLICOL TIPO PISTÓN ... 89
4.6.1 TEMPERATURA MÁXIMA EN LA BOMBA ... 96
4.6.2 PRESIÓN EN LA BOMBA ... 96
4.6.3 NIVELES DE LÍQUIDO EN LAS BOMBAS DE GLICOL ... 96
4.6.4 RATA DE CIRCULACIÓN ... 97
4.7 INTERCAMBIADORES DE CALOR ... 97
4.7.1 TEMPERATURA EN LOS INTERCAMBIADORES ... 98
4.7.2 PRESIÓN EN LOS INTERCAMBIADORES ... 98
4.7.3 NIVELES DE LÍQUIDO EN LOS INTERCAMBIADORES ... 98
4.7.4 RATA DE FLUJO EN LOS INTERCAMBIADORES ... 99
4.8 SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL ... 99
CAPÍTULO V ... 102
5.OPTIMIZACIÓN... 102
5.2 CÁLCULO DE LAS PROPIEDADES FÍSICO Y QUÍMICAS PARA UN GAS
NATURAL EN EL ECUADOR ... 103
5.3 CÁLCULO DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA ... 104
5.4 CÁLCULO DE LA DENSIDAD DEL GAS PARA GASES REALES ... 104
CAPITULO VI ... 117
6.1 CONCLUSIONES ... 117
6.2 RECOMENDACIONES ... 118
BIBLIOGRAFÍA ... 119
ÍNDICE DE FIGURAS
FIG. 1 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO 19 FIG. 2 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS RICO O GAS MOJADO 20
FIG. 3 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS SECO ... 21
FIG. 4 JAULAS POLIÉDRICAS DE HIDRATOS TIPO I & II ... 32
FIG. 5 ESTRUCTURAS DE CRISTAL DE HIDRATOS DE GAS TIPO H ... 33
FIG. 6 DIAGRAMA DE FASES ... 36
FIG. 7 DIAGRAMA FORMACIÓN DE HIDRATOS ... 44
FIG. 8 WATER CONTENT OF HYDROCARBON GAS ... 45
FIG. 9 DIAGRAMA DE LA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN DE GAS NATURAL ... 64
FIG. 10 TORRE DE CONTACTO (ABSORBEDORA) Y EMPAQUES ... 72
FIG. 11 MECANISMOS DE CONTACTO GAS-LIQUIDO EN UNA TORRE ABSORVEDORA DE HUMEDAD CON TRIETILENGLICOL (TEG) ... 73
FIG. 12 UNA TÍPICA TORRE DE CONTACTO, QUE INCLUYE TODOS LOS MECANISMOS DE CONTACTO GAS-LIQUIDO, MÁS NO ES UNA TORRE DE TRABAJO. ... 73
FIG. 13 RECALENTADOR – REHERVIDOR ... 78
FIG. 14 TORRE DE DESTILACIÓN (STILL COLUMN)... 81
FIG. 15 SEPARADOR DE HIDROCARBUROS DEL GLICOL ... 84
FIG. 16 GRAFICA DE LOS PISTONES DE LA BOMBA DE GLICOL ... 90
ÍNDICE DE ECUACIONES
ECUACIÓN 1 CÁLCULO DE REDUCCIÓN DEL PUNTO DE ROCÍO ... 67
ECUACIÓN 2 CÁLCULO DE PÉRDIDAS POR EVAPORACIÓN EN EL GLICOL DE UNA PLANTA DESHIDRATADORA DE GAS NATURAL ... 68
ECUACIÓN 3 CÁLCULO DE LA TASA DE ELIMINACIÓN DE AGUA EN UN GAS NATURAL, POR TRATAMIENTO CON TRI ETILENGLICOL (TEG) ... 69
ECUACIÓN 4 CÁLCULO DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS ... 104
ECUACIÓN 5 CÁLCULO DE LA DENSIDAD DEL GAS ... 104
ECUACIÓN 6 CÁLCULO DE LA TEMPERATURA REDUCIDA ... 106
ECUACIÓN 7 CÁLCULO DE LA PRESIÓN REDUCIDA ... 106
ECUACIÓN 8 CÁLCULO DE TASA DE ELIMINACIÓN DE AGUA ... 108
ECUACIÓN 9 TASA MÍNIMA DE CIRCULACIÓN ... 110
ECUACIÓN 10 PODER CALORÍFICO DEL TEG ... 112
ECUACIÓN 11 PODER CALORÍFICO TOTAL ... 113
ECUACIÓN 12 CÁLCULO FLUJO MÁSICO DEL GAS SIN DESHIDRATAR ... 114
ECUACIÓN 13 FLUJO MÁSICO DE GAS SECO... 115
ÍNDICE DE TABLAS
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1 GLICOL SEPARADOR ... 122
ANEXO 2 TORRE CONTACTORA ... 123
ANEXO 3 SLUG CATCHER ... 124
ANEXO 4 TORRE DE DESTILACIÓN ... 125
ANEXO 5 GLYCOL PUMPS ... 126
ANEXO 6 SOCK FILTER ... 127
ANEXO 7 CHARCOAL FILTER ... 128
ANEXO 8 GLYCOL REBOILER SURGE (RECALENTADOR) ... 129
RESUMEN
El presente estudio fue realizado en las instalaciones de la compañía EDC Ltd. Hoy EP PETROECUADOR Gerencia de Gas Natural, ubicada en Bajo alto Cantón El Guabo, Provincia del Oro.
El gas natural para ser utilizado industrialmente como energético o en la industria Petroquímica tiene que ser caracterizado (análisis físico-químico) y de acuerdo a esos resultados determinar el tratamiento de endulzamiento y deshidratación al que debe someterse.
El presente trabajo trata acerca de la deshidratación del gas natural procedente del campo amistad bloque 3 Golfo de Guayaquil que fue Operado por la empresa por la empresa EDC y actualmente es operado por EP Petroecuador.
Los objetivos de este trabajo son, la optimización de la principales condiciones de operación para lograr la eficiencia y efectividad del trabajo de esta planta que permita entregar un gas natural en las condiciones que ´pueda utilizarse como energético para producción de energía eléctrica por cogeneración.
Mayorista (MEM) del Ecuador, conforme a la normativa promulgada para el Sector Eléctrico (ley, reglamentos y procedimientos).
Normalmente la planta de deshidratación de gas natural está compuesta de un atrapador de lodos llamado (slug cátcher), luego pasa a la torre contactora que es en donde se realiza el proceso de deshidratación del gas natural, este gas pasa por una válvula reguladora de presión que baja la presión del sistema por ejemplo 1000 lpcm a 394 lpcm, el gas deshidratado pasa a un sistema de filtros que retienen las impurezas que pudieron haber ido en el flujo de gas para luego ir a un calentador que eleva la temperatura del gas desde 55 °F hasta 108 °F.
La planta de deshidratadora de gas tiene un punto de fiscalización el cual mide el caudal de gas combustible durante todo el día que consume la generadora eléctrica Machala Power, por lo general cuando está en carga base es alrededor de 34.5 MMPCD
SUMMARY
This study was done on the facilities EDC LTD today EP Petroecuador Management Natural Gas, located in Bajo Alto, Canton El Guabo, Province El Oro.
Natural gas for industrial use as energy or petrochemical industry has to be characterized (physical-chemical analysis) and according to these results determine the treatment of sweetening and dehydration to be submitted.
This paper deals with the dehydration of natural gas from the Amistad Field block 3Gulf of Guayaquil, which was operated by the EDC Company and currently operated by EPPetroecuador.
The objectives of this work are the main optimization of operating conditions to achieve efficiency and effectiveness of the work of this plant that will allow natural gas delivered under the conditions' can be used as energy for electricity production by cogeneration.
Normally the plant de hydration of natural gas is composed of as ludge catcher, then the gas goes to the contactor to werwhere it makes the process of dehydration of natural gas, the gas passes through a pressure regulating valve lowering the pressure of the system by1000 psito 394psi, the dried gas passes into a filter system that retains the impurities that could have gone in the flow of gas and then go to a heater that raises the temperature of gas from 55° F to 108° F.
The gas dehydration plant has a point of control which measures the fuel gas flow throughout the day consuming Machala Power, usually when is base loaduse34.5MMSCFD.
CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN
El gas natural tanto en su reservorio o produciendo contiene agua, el cual formara hidratos, los mismos que pueden bloquear las líneas de flujo.
La deshidratación del gas natural consiste en la remoción de agua asociada con gases naturales en forma de vapor. La deshidratación reduce la formación de hidratos y también la corrosión e incrementa el poder calórico del gas para uso como combustible.
La presente investigación se lleva a cabo en la Planta de deshidratación del gas natural ubicada en la Provincia de El Oro, esta planta inicio su proceso de deshidratación en el mes de septiembre con pruebas iníciales y a partir del mes de octubre del 2002 hasta la fecha sigue deshidratando el gas natural que es enviado desde la plataforma costa afuera. La planta tiene capacidad para deshidratar 40 MMPCD, pero por cuestiones de mercado actualmente está tratando 35MMPCD; esta instalación está compuesta de una torre de contacto que usa TEG (Tri etilenglicol) que absorbe el agua del gas, una torre de destilación, bombas de glicol, filtros de carbón activado.
La posibilidad de mejorar los procesos de deshidratación del gas natural disminuyendo el vapor de agua a la salida del proceso será el objetivo de este estudio.
1.1 FORMULACIÓN
Si comparamos la calidad de combustible a la salida del proceso con otros similares en la región (América del Sur) en la cual usan Tri-etilenglicol se puede definir si se agrega o retira alguna de las variables en el proceso de deshidratación del gas natural.
1.2 JUSTIFICACIÓN
La planta de gas está ubicada en la Provincia de El Oro, cantón el Guabo, parroquia Bajo Alto, el gasoducto tiene una distancia de 67.5 km, desde la plataforma Amistad hasta la planta de deshidratación del gas natural, durante este trayecto existen depósitos de condensados y agua los mismos que son acarreados por el gas a través del gasoducto hasta la planta.
Los análisis cromatográficos realizados al gas natural en el laboratorio de la Escuela Politécnica Nacional, después del proceso de deshidratación, muestran un alto contenido de agua que es de 0.54% en peso.
De los análisis obtenidos se ha observado que el gas natural deshidratado usado por la generadora eléctrica tiene un alto contenido de agua (%en peso) lo que provoca una disminución del poder calorífico (Btu/pie3) esto nos indica que la planta no está operando eficientemente lo que provoca desperdicios de recursos.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Verificar si el proceso de deshidratación del gas natural en la planta de tratamiento de gas natural ubicada en Bajo Alto, está cumpliendo con su objetivo de acuerdo al diseño del constructor o la necesidad de optimizar determinadas variables que permitan cumplir con los parámetros técnicos que requiere el gas natural para ser utilizado como combustible para cogeneración de electricidad.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Analizar y evaluar los resultados físico-químicos del Glicol Rico y del Glicol Pobre.
• Analizar y evaluar los resultados del análisis cromatográfico del gas deshidratado.
• Recomendar las nuevas condiciones de operación de la planta a diferentes cargas de fluido a tratar.
1.4METODOLOGÍA
1.4.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
• Método de observación científica.- La experiencia de campo es uno de los factores primordiales para realizar este estudio en los cuales la información y el conocimiento adquirido día a día han hecho de esta investigación practica y más detallada.
1.4.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
Toda la tesis fue realizada exclusivamente en el campo es decir en la planta de deshidratación de gas natural.
1.5HIPÓTESIS
1.5.1 HIPÓTESIS GENERAL
Si analizamos las variables claves del proceso, podemos determinar donde existen fallas y podemos optimizar el proceso para cumplir con los requisitos contractuales de entrega del gas deshidratado a la empresa Machala Power que lo utiliza para co- generación de energía eléctrica.
1.5.2 HIPÓTESIS ESPECÍFICA
• Si se determina que una de las variables del proceso no están trabajando de acuerdo al diseño del constructor, se puede redefinir los parámetros nuevos a usar de acuerdo a las condiciones del proceso.
mejoramiento del proceso y también para futuras entregas de combustible con menos cantidad de vapor de agua.
1.6 VARIABLES
1.6.1 VARIABLE DEPENDIENTE
• Contenido de vapor de agua al ingreso y luego del tratamiento • Concentraciones del glicol rico y del glicol pobre
• Tasas de flujo y recirculación • Temperaturas del proceso
1.6.2 VARIABLE INDEPENDIENTE
El gas debe ser tratado para transportarse de acuerdo al contenido de agua que se indica en la normativa pertinente y en el contrato.
1.7 MARCO TEÓRICO
Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da bajo condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento, de manera que ya no existe hidrocarburo líquido o existe en muy baja proporción.
petróleo, en yacimientos de gas condesado o, en yacimientos de gas libre; siendo esta ultima la forma más común de encontrarlo en el mundo. Dependiendo de estos modos de ocurrencia y de la posición geográfica del país de procedencia, los elementos que lo conforman y el porcentaje en que intervienen varían muy ampliamente, lo cual ha hecho que se lo pueda clasificar como gas dulce o agrio, gas rico o pobre, según sea el caso. El principal componente del gas natural es el metano, que usualmente constituye el 80%
del mismo. Sus otros componentes son el etano, el propano, el butano y otras fracciones
más pesadas como el pentano, el hexano y el heptano.
La denominación de estos hidrocarburos es:
Metano ( C H4 ) Octano (C8 H18)
Etano ( C2 H6 ) Etileno (C2 H4 )
Propano ( C3 H8 ) Propileno (C3 H6 )
Butano (C4 H10 ) Butileno (C4 H8 )
Pentano (C5 H12 ) Benceno (C6 H6 )
Hexano (C6 H14 ) Tolueno (C7 H8 )
Heptano (C7 H16)
Generalmente contiene 1% de impurezas como son el nitrógeno, bióxido de carbono,
helio, oxígeno, vapor de agua y otras que son también de combustión limpia.
A diferencia del petróleo, el gas natural no requiere de plantas de refinación para
procesarlo y obtener productos comerciales. Las impurezas que pueda contener el gas
natural son fácilmente separadas por procesos físicos y o químicos relativamente
A la presión atmosférica y a igualdad de volumen, el gas natural tiene un contenido
energético menor que el petróleo (mil cien veces menor), pero al comprimirse su
contenido energético se incrementa, razón por la cual se transporta a presión.
El metano tiene gran variedad de usos. Principalmente sirve como insumo o
combustible en la actividad industrial o como combustible en las plantas térmicas
generadoras de electricidad.
El etano puede ser convertido en etileno y constituirse en insumo para la industria
química.
El propano y el butano se encuentran en estado gaseoso a temperaturas y presiones
normales. La mezcla del propano y del butano, sea en estado gaseoso o en estado
líquido (si se enfría por debajo de 42 grados Celsius), se denomina “Gas Licuado de
Petróleo” (GLP) y se comercializa en cilindros de 15 kg. En el Ecuador para su
utilización en cocinas, calentadores y en otros usos industriales.
Es importante diferenciar entre el Gas Licuado de Petróleo (GLP) y lo que se denomina
“Líquidos del Gas Natural» (LGN) que se refiere a la combinación de propano, butano,
pentano, hexano y otros condensados presentes en el gas natural.
Cuando el gas natural contiene cantidades elevadas de LGN resulta conveniente
remover algunos de sus componentes, asegurando así que no se condensen en la tubería
y permitiendo así que el gas cumpla con las especificaciones apropiadas para su
Los hidrocarburos más pesados como el pentano (C5 H12), el hexano (C6 H14), y el
heptano (C7 H16) pasan con facilidad al estado líquido y son lo que se conoce como
gasolina natural o condensada.
Así como el término GLP (propano y butano) es diferente al término LGN (que se
refiere a los líquidos contenidos en el gas natural), existe el término GNL que se refiere
al Gas Natural Licuado.
Uno de los problemas encontrados en la producción, proceso y transportación del gas
natural y líquidos derivados del gas natural son la formación de hidratos. En sentido
general un hidrato es un componente químico hidrocarburo que contiene agua. Por
ejemplo hay una clase componentes inorgánicos llamados hidratos sólidos, estos iones
sólidos son rodeados por moléculas de agua formando sólidos cristalinos, por lo general
un hidrato está compuesto de pequeñas moléculas y agua.
Solventes polares tales como alcohol y glicol, iones salinos comúnmente llamados
tabletas de sal son conocidos como inhibidores de formación de hidratos. Es importante
anotar que ellos no previenen la formación de hidratos ellos inhiben la formación de
estos.
Estos solventes reducen la temperatura o incrementan la presión de formación del
hidrato. La mera presencia de un inhibidor no significa que el hidrato no formara, el
inhibidor debe estar presente en una mínima concentración para evitar la concentración
Todo gas natural de producción está totalmente saturado con agua en su fase de vapor,
porque proviene de un yacimiento saturado (en equilibrio) con agua. Además
generalmente el gas contiene CO2 y H2S que se remueven con soluciones acuosas tales
como aminas, carbonato de potasio, etc., que saturan el gas con agua.
A fin de remover la mayor cantidad de agua, es necesario deshidratar el gas por las
siguientes razones:
a.- Evitar formación de hidratos
b.- Cumplir con especificaciones como gas de venta
c.- Minimizar corrosión
Para diseñar un sistema de deshidratación se requiere información preliminar tal como
presión, temperatura, composición y rata de flujo de gas. Naturalmente el gas está
saturado cuando llega a la planta o cuando sale de una unidad de endulzamiento.
Sin embargo, por lo regular la composición de entrada se suministra en base seca; por lo
tanto, el contenido de agua del gas húmedo debe ser determinado.
Además con base a la composición de húmeda debe determinarse la temperatura de
hidrato a una presión dada, a fin de que el gas pueda ser hidratado lo suficiente para
Las especificaciones internacionales para líneas de flujo de gas natural restringen el
contenido de agua a un valor no mayor a 6 a 8 lbs. /MMPCS, en ciertas aéreas el
CAPÍTULO II
2. ANTECEDENTES
La primera exploración sistemática de las cuencas situadas en la costa ecuatoriana, incluidas zonas importantes de aguas territoriales, fue realizada entre 1940 y 1945 por la International Ecuadorian Petroleum Company que se retiró en 1955
Posteriormente, otras compañías realizaron tentativas series de exploración en el Golfo de Guayaquil: la Manabí Exploration Company (1945-1959) la California Oil Company (1959-1961) y la Tennesse (1959-1961), los trabajos geofísicos que realizaron en una considerable zona de la plataforma continental fueron muy importantes.
En 1959, la Western GeophysicalCo. Realizó investigaciones exploratorias en tres estructuras de la plataforma submarina ecuatoriana. Los pozos perforados; Ancón Sur 1 y Santa Clara 1 no mostraron reservas comerciales de gas o petróleo. Este fracaso motivó la retirada de la compañía.
En febrero de 1981, llegó al Ecuador la plataforma UXMAL, perteneciente a la compañía Permargo International para perforar el campo Amistad en el Golfo de Guayaquil, la que permaneció por más de tres años.
En julio de 1982, las pruebas de producción en el Golfo de Guayaquil, en el campo Amistad, dieron resultados positivos con la producción de 240 barriles de petróleo por día de 34.6 grados API.
En diciembre de 1982, CEPE notifica a la Permargo la terminación de los trabajos de perforación en el Golfo de Guayaquil por la difícil situación económica del país y la falta de una adecuada renegociación contractual.
En octubre de 1994, El consorcio BHP-King Ranch logró un acuerdo con el grupo negociador ecuatoriano para la suscripción del contrato de exploración, explotación y comercialización del gas del Golfo de Guayaquil.
En octubre de 1995, El Comité Especial de Licitaciones de Petroecuador concedió un plazo de 15 días al consorcio BHP-King Ranch para firmar el contrato de explotación de gas del Golfo de Guayaquil.
En febrero 8, el Comité Especial de Licitaciones niega la petición de King Ranch de ampliar el plazo para la firma del contrato de participación para la explotación del gas del Golfo.
En marzo 12 del mismo año, la Procuraduría del Estado emitió un informe, en el cual determinó que es improcedente la firma del contrato entre Petroecuador y la empresa King Ranch debido a que la adjudicación inicial para explotar el gas del Golfo fue para el consorcio BHP-KingKanch.
El 28 de marzo de 1996, el Comité Especial de Licitaciones decidió adjudicar el contrato de participación para la explotación del gas del Golfo de Guayaquil a la empresa Energy Development Co., EDC, segunda en la orden de prelación.
En julio 2 del 2000 Petroprodución adjudica el contrato para la explotación del gas del golfo a la compañía Energy Development Company (EDC).
En enero 28 de 1998, la compañía, PC, Energy Development Corporation, solicitó a Petroecuador la autorización para la explotación anticipada del campo Amistad, ubicado en el bloque 3 en el Golfo de Guayaquil, sus reservas son aproximadamente de 345 billones de pies cúbicos de gas, según los registros de sísmica realizados en los 3 bloques de los 7 que comprende el campo Amistad.
a una profundidad aproximada de 9 mil pies; se espera la explotación del gas para mediados del 2001.con un gas o ducto hasta Machala, donde se generará204 kilovatios de electricidad.
En julio del 2000, Petroproducción y la compañía EDC, adjudicataria del bloque 3 en el Golfo de Guayaquil, suscriben un contrato para que los estudios y análisis de perforación, los realice el Centro de Investigaciones Geológicas de Petroproducción.
2.1ORÍGENES DEL GAS NATURAL
El gas natural, tal como el petróleo y el carbón, es un combustible fósil. El gas y el
petróleo fueron formados hace millones de años, cuando plantas y animales
principalmente microscópicos, conocidos como fitoplancton y zooplancton se
depositaron en el fondo del mar y fueron enterrados por sedimentos. Las capas de
sedimentos fueron acumulándose, originando un incremento de la presión y
temperatura, lo cual convirtió la materia orgánica en compuestos de hidrógeno y
oxígeno.
El proceso de la formación de gas y petróleo, se parece al de una cocina donde las rocas
son cocinadas lentamente. Una vez formado el gas y el petróleo, debido a la presión en
el subsuelo, éstos se filtraron a través de fracturas y/o el espacio poroso de las rocas,
migrando hacia las partes superiores del subsuelo, alcanzando en algunos casos la
superficie. Donde las condiciones geológicas fueron apropiadas, estos hidrocarburos
quedaron atrapados, no como en un lago sino dentro de los poros de la roca, a la cual se
Los reservorios de gas natural, al igual que los reservorios de petróleo, están formados
por rocas porosas y permeables ubicadas en el subsuelo. Un conjunto de reservorios
similares constituye un yacimiento.
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.
(2) En reservorios de gas seco, cuyo nombre proviene del bajo contenido de líquidos
disueltos en el gas (menor a 10 barriles de 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.
2.2QUE ES EL GAS NATURAL
El gas natural es un combustible fósil formado por un conjunto de hidrocarburos que,
con una menor cantidad de componentes inorgánicos; en condiciones de reservorio, se
encuentran en estado gaseoso o en disolución con el petróleo. Se encuentra en la
naturaleza como «gas natural asociado» cuando está acompañado de petróleo y como
El principal componente del gas natural es el metano, que usualmente constituye el 80%
del mismo. Sus otros componentes son el etano, el propano, el butano y otras fracciones
más pesadas como el pentano, el hexano y el heptano.
Generalmente contiene 1% de impurezas como son el nitrógeno, bióxido de carbono,
helio, oxígeno, vapor de agua y otras que son también de combustión limpia. A
diferencia del petróleo, el gas natural no requiere de plantas de refinación para
procesarlo y obtener productos comerciales. Las impurezas que pueda contener el gas
natural son separadas por procesos físicos y químicos.
2.3TIPOS DE YACIMIENTOS
Los gases naturales consisten generalmente de 60% a 80% de metano, y el resto principalmente compuesto de hidrocarburos gaseosos como el etano, propano, butano, y pentano. Lo menos que un gas natural puede contener de metano es el 7%. Cuando el nitrógeno, el dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, y helio están presentes en pequeñas cantidades son consideradas impurezas, sin embargo cuando hay cantidades suficientes pueden ser usadas de forma comercial. Los hidrocarburos que están en condición de vapor en el yacimiento están clasificados como gas, y se subdividen en tres clasificaciones: gas condensado, gas mojado, o gas seco.
2.3.1 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
reservorio, la presión disminuye hasta que el punto de saturación es alcanzado. En este punto el líquido comienza a condensar. A medida que la presión se va reduciendo el porcentaje de líquido se incrementa hasta un punto donde cualquier otra disminución de presión solo se encontrará gas. Cuando se tiene este tipo de yacimiento, el mantenimiento de la presión es fundamental para optimizar la producción. En condiciones de separador, aproximadamente el 25% de los hidrocarburos presentes son líquidos, por lo tanto no es posible clasificar el yacimiento solo por los fluidos que se producen.
La posición relativa del punto crítico es determinado por la cantidad de hidrocarburos livianos presentes (metano, etano, y propano) en la mezcla. Cuando los hidrocarburos livianos conforman un alto porcentaje en la mezcla total, la temperatura crítica de la mezcla alcanzará la temperatura crítica del componente más liviano.
2.3.1.1 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 le 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.
yacimiento de gas condensado típicamente tiene Relación Gas Líquido (RGL ò GLR por sus siglas en inglés) de 8000 hasta 70000 PCS/bll, y gravedades cercanas y superiores a los 40º API. Ver Fig. 1.
FIG. 1 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO
Fuente: HALLIBURTON Elaborado Por: Jerry Muñoz
2.3.2 YACIMIENTOS DE GAS RICO
la región bifásica nunca se alcanza en el yacimiento por lo que no se encuentran líquidos en el mismo, pero esto no quiere decir que no se pueda producir líquido de estos yacimiento, ya que a nivel de separadores en superficie tenemos el fluido en forma bifásica, y el líquido se condensa en el separador. Las diferencias básicas con los yacimientos de gas condensado son: 1.-Condensación Retrograda Isotérmica no ocurre en este tipo de yacimiento con declinación de la presión. 2.-La producción de líquido del separador en este los yacimientos de gas rico es menor que en los de gas condensado. 3-Menos componentes pesados están presentes en la mezcla de gas rico. La
RGL está entre 60000 PCS/bll y 100000 PCS/bll, con gravedades superiores a los 60º API. Ver Fig. 2.
FIG. 2 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS RICO O GAS MOJADO
2.3.3 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 de 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. Ver Fig. 3
FIG. 3 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS SECO
2.4COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL GAS NATURAL
El principal constituyente del gas natural es el metano. Otros componentes son los hidrocarburos parafínicos tales como etano, propano, butanos. Muchos gases naturales contienen nitrógeno, así como dióxido de carbono e hidrógeno, sulfuro, trazas de argón, hidrógeno y helio también puede estar presente. La composición del gas natural puede variar ampliamente. Tabla 1 describe La composición típica del gas natural antes de ser refinado. El gas natural también puede contener una pequeña proporción de C +3 hidrocarburos. Cuando se separan, esta fracción es gasolina ligera. Algunos compuestos aromáticos como el benceno, tolueno, y xileno también pueden estar presentes, planteando cuestiones de seguridad debido a su toxicidad.
El gas natural puede contener otros contaminantes tales como los mercaptanos-R-SH, el sulfuro de carbonilo (COS) y di sulfuro de carbono (CS2) pueden estar presentes en pequeñas cantidades. Además, el mercurio puede estar presente ya sea como un metal en fase de vapor o como un compuesto órgano metálico en fracciones liquidas.
El primer compuesto de esta serie es el Metano, cuya fórmula química es (CH4), pero en forma práctica se simbolizara simplemente como (C1), simbología que se utilizará con todos los hidrocarburos que conforman la serie parafínica. Luego el siguiente Hidrocarburo es el Etano cuya fórmula química es (CH3CH2), será simplemente (C2). A continuación viene el Propano (CH3CH2CH4) (C3). Si el gas que sale del yacimiento contiene, también Butano (CH3CH2CH2CH3) (C4) o fracciones más pesadas en cantidades suficiente, será un gas húmedo.
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: CURSO DE GASOTECNIA. Escuela De Ingeniería De Petróleo. Maturín / Monagas / Venezuela. Unidad 1
Elaborado Por: Jerry Muñoz
2.5INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL
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.
En todos los sectores del mercado energético y en casi todos los usos finales, el gas natural compite con otros combustibles y formas de energía. En la actualidad, el gas natural representa el 20% de la demanda de energía primaria de la Unión Europea siendo estos porcentajes del 19% en el caso del carbón y del 45% del petróleo. Las reservas probadas de gas natural son abundantes y han crecido acompasadamente en las últimas décadas. A pesar de haberse más que doblado el consumo de gas natural, sus reservas probadas han crecido considerablemente más rápido que su consumo, ya que se efectúan nuevos hallazgos continuamente y se elevan las reservas de los yacimientos existentes por las mejoras en las técnicas de producción.
tiempo de vida previsto para sus reservas y asegura que el gas natural puede actuar como una energía puente hacia otro sistema energético en un futuro lejano.
La principal utilidad industrial del gas natural se puede resumir en:
2.5.1 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.
2.5.2 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.
2.5.3 INDUSTRIA TEXTIL
2.5.4 INDUSTRIA QUÍMICA
Se considera que una de las materias primas básicas para la síntesis química industrial más importante es el gas natural.
2.5.5 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 Octubre-2002 La industria azuaya utilizara el gas natural licuado, GNL. Las obras en la planta licuefactora ya se iniciaron. Petro comercial 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 ahorros al Estado. El gas natural está entre el 30 y el 35 por ciento más barato que el 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. El Gobierno Nacional financia el proyecto que asciende a 50 millones de dólares. La planta se encuentra en Bajo Alto, provincia de El Oro.
De acuerdo a las reservas que tenga el país, se puede ampliar el uso de ese combustible a los domicilios y a los vehículos.
2.6LOS HIDRATOS
Los hidratos del gas son sólidos cristalinos semejantes al hielo que son formados por mescla de agua y gases naturales livianos como el Metano, Etano, Dióxido de carbono, Propano y butano. Los hidratos de gas ocurren cuando la presión, temperatura, saturación del gas y la inyección de químicos se combinan para que ellos se formen.
Los hidratos se forman en sistemas de gas o de líquidos recuperados del gas natural (GNL), cuando el gas o el líquido está por debajo del punto de roció del agua, normalmente cuando hay presencia de agua líquida sin embargo, no necesariamente tiene que darse esta condición, pues una vez que el gas este saturado, el agua libre puede pasar directamente de vapor a solido sin formar líquido. La temperatura del hidrato a una presión dada depende de la composición del gas.
2.6.1 FORMACIÓN DE HIDRATOS
La naturaleza del hidrato requiere de tres condiciones.
A.- La correcta combinación de temperatura y presión. La formación del hidrato es favorecida por la baja temperatura y alta presión.
C.- La composición de los hidratos es aproximadamente 90% de agua y 10% de hidrocarburos. La teoría indica que una molécula de Metano, por ejemplo puede utilizar en la formación de hidratos de hasta 28 moléculas de agua.
Como fue anotada la baja temperatura y la alta presión favorecen a la formación de hidratos. La exacta temperatura y presión depende de la composición del gas. Sin embargo los hidratos forman a temperaturas mayores de 0° C (32°F) punto de congelamiento del agua.
Para prevenir la formación de hidratos, se debe eliminar o controlar una de las tres condiciones previamente establecidas. Típicamente, nosotros no podemos remover los hidratos formados de la mezcla. En el caso del gas natural los hidratos formados son los productos deseados.
Otros de los fenómenos que ayudan a la formación de hidratos:
D.- Turbulencia
Alta velocidad: La formación de hidratos es favorecida donde la velocidad del fluido es alta. Esto es observado principalmente en las válvulas reductoras de flujo que son susceptible a la formación de hidratos. Primero hay una significante caída de temperatura cuando el flujo de gas natural es reducido a través de una válvula debido al efecto Jolue-Thomson.
Agitación.- Mezcla en una línea, tanques presurizados, calentadores, etc., ayuda a la formación de hidratos.
E.- Sitios de núcleos
En términos generales, un punto de nucleó es donde un pase de transición es favorecida en este caso la formación de un sólido desde una fase liquida.
Buenos sitios de núcleos para la formación de hidratos incluyen imperfección de la línea de flujo, las soldaduras, conexiones en la tubería (codos, válvulas, “T”, etc.), sedimentos, escala, lodos y arena todos son buenas para sitios de núcleos.
F.- Agua Libre
Esta no es una contradicción a lo que se hablo anteriormente. El agua libre no es necesaria para la formación de hidratos, pero la presencia de agua ciertamente ayuda a la formación de hidratos.
En adición la fase gas-agua es un buen punto de núcleo para la formación de hidratos.
Frecuentemente una limpieza interna de la línea es suficiente para remover los hidratos de la línea. La limpieza del Gasoducto es un proceso de insertar una herramienta llamada “CHANCHO”. Modernos chanchos tienen muchas funciones pero una de las principales es limpiar el gasoducto. El chancho se ajusta al interior de la línea y comienza a remover todas las impurezas del gasoducto, este chancho es transportado con el flujo de fluido que tenga la tubería ya sea gas, petróleo o sus derivados, removiendo cualquier sólido, hidratos, WAX, arena, etc. Y también puede ser usado para remover cualquier acumulación de líquidos.
2.7 TIPOS DE HIDRATOS
Los hidratos del gas natural son sólidos que se forman de la combinación de agua con uno o más hidrocarburos o no hidrocarburos gaseosos. En apariencia física los hidratos del gas son parecidos a paquetes de nieve o hielo. En un hidrato de gas las moléculas de gas son encapsuladas dentro de una estructura cristalina compuestas de moléculas de agua.
Hay dos tipos de hidratos encontrados en la industria del petróleo, estos son llamados tipo I y tipo II, algunas veces referido estructuras I y II, un tercer tipo de hidrato puede ser encontrado es el tipo H (estructura H), pero es menos común.
2.7.1 HIDRATOS TIPO I
ocupar las pequeñas o grandes jaulas. Por otro lado la molécula del etano ocupa las grandes jaulas. Ver fig. 4 en la cual se observa estas jaulas
El hidrato tipo I consiste de 46 moléculas de agua. Si la molécula huésped ocupa cada jaula, la formula teórica para el hidrato tipo I es: X • 5 3/4 H 2 O donde X es el hidrato previo.
2.7.2 HIDRATOS TIPO II
Los hidratos tipo II formados con el gas natural son nitrógeno, propano e isobutano. Es importante anotar que el nitrógeno ocupa ambas pequeñas y grandes jaulas en el hidrato tipo II. Por otro lado las moléculas de propano e isobutano ocupan las grandes jaulas.
El hidrato tipo II consiste de 136 moléculas de agua. Si la molécula huésped ocupa cada jaulas, la formula teórica para el hidrato tipo II es: X • 5 2/3 H 2 O donde X es el hidrato previo, o como es comúnmente el caso si el huésped ocupa solamente las grandes jaulas entonces la composición teórica es: X • 17 H 2 O.
Como los hidratos tipo I & II no son estequeometricos, la composición de los hidratos actuales difieren de los valores teóricos. Ver fig.4.
2.7.3 HIDRATOS TIPO H
Los hidratos tipo H son menos comunes que los hidratos tipo I & II. Para formar estos
tipos de hidratos requieren de una pequeña molécula tal como el metano que ocupa las
2,2-dimethylpentane, 3,3-dimethylpentane, methylcyclopentane, ethylcyclopentane, methylcyclohexane, cycloheptane, and cyclooctane) ocupan la grandes jaulas. Muchos de estos componentes no son encontrados en el gas natural.
Es difícil dar una formula teórica, sin embargo si asumimos que las pequeñas moléculas son las X, solamente ingresa dos pequeñas jaulas y nosotros conocemos que la gran molécula, Y, solamente ingresa las grandes jaulas, entonces la formula teórica es: Y • 5 X • 34 H 2 O. Ver fig. 5.
FIG. 4 JAULAS POLIÉDRICAS DE HIDRATOS TIPO I & II
Fuente: CARROLL John J Methane Gas Hydrate. A Guide for Engineers
FIG. 5 ESTRUCTURAS DE CRISTAL DE HIDRATOS DE GAS TIPO H
Fuente: CARROLL John J Methane Gas Hydrate. A Guide for Engineers
Elaborado Por: Jerry Muñoz
DETALLES:
(a) General
(b) Pentagonal dodecahedron, (c) Icosahedron, and
(d) Irregular dodecahedron
TABLA 2 COMPARACIÓN DE HIDRATOS TIPO I, II & H
TIPO I TIPO II TIPO H
Moléculas de agua por celda
46 136 34
Jaulas por celda
Pequeña 6 16 3
Mediana --- --- 2
Larga 2 8 1
Formula Teórica Todas la jaulas llenas
X. 5 3/4 H 2 O X. 5 2/3 H 2 O 5X. Y. 34 H 2 O
Fracción molar del hidrato
0.1481 0.1500 0.1500
Solamente las
jaulas grandes
llenas
X. 7 2/3 H 2 O X . 17 H 2 O ---
Fracción molar del hidrato
0.1154 0.0556 ---
Diámetro de la cavidad (A)
Pequeño 7.9 7.8 7.9
Medio --- ---- 8.1
Largo 8.6 9.5 11.2
Volumen de la
celda m3
Típicas formas CH 4 , C 2 H 6 ,
H 2 S, CO 2
N 2 , C 3 H 8 , i-C 4 H 10 ,
Ver texto
Fuente: CARROLL John J Methane Gas Hydrate. A Guide for Engineers
2.8AGUA Y GAS NATURA
El agua está siempre asociada con el gas natural, En el reservorio el agua está siempre presente, así el gas natural producido siempre es saturado con agua: en adición el agua de formación es ocasionalmente producido con el gas natural.
Los Cambios de presión y temperatura durante la producción del gas, puede ocasionar que el agua se condense. Los procesos para el endulzamiento del gas natural para remover el sulfuro de hidrogeno y el dióxido de carbón tan llamados gases acido, frecuentemente emplean soluciones acuosas. El más común de estos procesos envuelve soluciones acuosas como la Alkanolamina.
Esta asociación de agua y gas natural significa que los hidratos serán encontrados en todos los aspectos de la producción y procesamiento del gas natural.
2.8.1 AGUA LIBRE
Se cree en la industria del gas natural que el agua libre (fase acuosa), debe estar presente en orden para formar un hidrato, aunque veremos más adelante que esto no necesariamente es verdad. Un fuerte argumento que demuestra que no necesariamente el agua libre es un factor importante para formar los hidratos se presenta en el diagrama de fase para el agua, ver figura 6.
noches de invierno, el agua va directamente del aire a la fase solida sin est liquida. La mescla agua
líquida.
Los procesos que van directamente de gas a sólidos se llaman “ no es tan raro, por ejemplo la sublimación del dióxido de car esta es una sublimación directa
solido a vapor sin pasar por la fase liquida. A presión atmosférica el CO2 va directamente de solido a vapor a temperatura menos a
Fuente: WIKIPEDIA. Phase Elaborado Por: Jerry Muñoz
noches de invierno, el agua va directamente del aire a la fase solida sin est
liquida. La mescla agua-aire es un gas y el agua no está presente en el aire en forma
van directamente de gas a sólidos se llaman “Sublimación
no es tan raro, por ejemplo la sublimación del dióxido de carbono a presión atmosférica esta es una sublimación directa. El CO2 solido comúnmente llamado hielo seco va de solido a vapor sin pasar por la fase liquida. A presión atmosférica el CO2 va
solido a vapor a temperatura menos a – 78°C (-108 °F).
FIG. 6 DIAGRAMA DE FASES
Phase – Diag. Es.Svg. Jerry Muñoz
noches de invierno, el agua va directamente del aire a la fase solida sin estar en la fase presente en el aire en forma
Sublimación inversa”, y bono a presión atmosférica, . El CO2 solido comúnmente llamado hielo seco va de solido a vapor sin pasar por la fase liquida. A presión atmosférica el CO2 va
2.9QUE ES LA CROMATOGRAFÍA
Es la técnica más desarrollada en los últimos años, empleada en la química analítica. Sirve para la caracterización Físico Química de líquidos y gases y entre ellos el Gas Natural.
Su empleo presenta notables ventajas:
1. Es sencilla, rápida y no requiere aparatos complicados. 2. Abarca escalas micro analíticas hasta escalas industriales.
3. Es una técnica poca o nada destructiva que puede aplicarse a sustancias lábiles.
Constituye una metodología imprescindible en estudios bioquímicos, toxicológicos, estructurales, etc. No solo utilizando como técnica de separación e identificación, sino como método preparatorio, incluso a escalas industriales. La palabra cromatografía proviene de kromatos, color y graphos, escrito. Una de las definiciones de la técnica más correcta seria, la dada por Keulemans: "Método físico de separación en el que los componentes a separar se distribuyen en dos fases, una de las cuales constituye un
hecho estacionario de gran desarrollo superficial y la otra un fluido que pasa a través o
2.9.1 OBJETIVO DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES
A menudo la cromatografía de gases se emplea para confirmar la presencia o ausencia de un compuesto en una muestra determinada. Esto se lleva a cabo por comparación del cromatograma de la sustancia pura con el de la muestra, siempre que las condiciones para la obtención de ambos sean idénticas. Una de las dificultades de esta comparación es que puede haber diferentes compuestos que presenten el mismo comportamiento cromatográfico bajo condiciones idénticas, lo que llevaría a identificaciones erróneas. En consecuencia, las mejores técnicas de análisis cualitativo son aquéllas que combinan la capacidad de separación de la cromatografía con la capacidad de la identificación de técnicas como la espectroscopia de masas (técnicas acopladas).
Por otra parte, también se utiliza la cromatografía de gases para establecer la cantidad de componentes individuales presentes en una muestra, empleando curvas de calibración de los correspondientes patrones. A tal efecto, se pueden emplear diferentes detectores basados generalmente en la medida de una determinada propiedad física de los componentes a analizar.
2.9.2 CROMATOGRAFÍA DE GASES
En cromatografía de gases, la muestra se inyecta en la fase móvil, la cual es un gas inerte (generalmente He). En esta fase, los distintos componentes de la muestra pasan a través de la fase estacionaria que se encuentra fijada en una columna. Actualmente, las más empleadas son las columnas capilares.
La columna se encuentra dentro de un horno con programación de temperatura. La velocidad de migración de cada componente (y en consecuencia su tiempo de retención en la columna) será función de su distribución entre la fase móvil y la fase estacionaria. Cada soluto presente en la muestra tiene una diferente afinidad hacia la fase estacionaria, lo que permite su separación: los componentes fuertemente retenidos por esta fase se moverán lentamente en la fase móvil, mientras que los débilmente retenidos lo harán rápidamente. Un factor clave en este equilibrio es la presión de vapor de los compuestos (en general, a mayor presión de vapor, menor tiempo de retención en la columna). Como consecuencia de esta diferencia de movilidad, los diversos componentes de la muestra se separan en bandas que pueden analizarse tanto cualitativa como cuantitativamente mediante el empleo de los detectores seleccionados.
on column se lleva a cabo en frío, eliminando la etapa de vaporización que podría producir la descomposición de los compuestos termolábiles.
2.9.3 APLICACIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES
La cromatografía de gases tiene una amplia aplicación, en la industria se enfoca principalmente a evaluar la pureza de los reactantes o productos de reacción o bien a monitorear la secuencia de la reacción, para los fabricantes de reactivos químicos su aplicación para la determinación de la pureza es lo más importante.
En la investigación es un auxiliar indispensable para diversas técnicas de evaluación, entre las principales están los estudios cinéticos, análisis de adsorción a temperatura programa, determinación de áreas especificas por adsorción de gas, y determinación de isotermas de adsorción.
En el campo también pueden ser aplicadas principalmente en estudios de agua contaminadas, insecticidas en agua, pesticidas en agua de lagos, lagunas, ríos, desechos industriales vertidos a ríos o lagunas.
En la industria del petróleo juega una función primordial, por medio de la cromatografía se puede analizar los constituyentes de la gasolina, las mesclas de gases en las refinerías, gases de combustión, etc.
TABLA 3 ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO DEL GAS NATURAL DESPUÉS DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN
Fuente: COMPAÑÍA EDC. Análisis Realizado Por La Compañía Unwelt
CAPÍTULO III
3. CONTROL DE LOS HIDRATOS
Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, el agua y ciertos hidrocarburos, forma compuestos sólidos llamados hidratos. Estos cristales pueden taponar válvulas, conexiones y aún bloquear completamente líneas. Los tapones o terrones de hidratos cuando se transportan con el flujo de gas pueden dañar y aún romper tuberías, válvulas, conexiones y el interior de recipientes.
típica para muchos gases y para una aproximación detallada más precisa, deben usarse gráficos separados. La formación de hidratos se puede evitar ya sea usando un inhibidor de hidrato para mezclarlo con el agua libre que está presente en el gas o que se ha condensado durante el enfriamiento, o por remoción del agua desde el gas (deshidratación) antes que su temperatura caiga por debajo de la temperatura de formación de hidrato.
TABLA 4 CONDICIONES DE FORMACIÓN DE HIDRATOS DE GASES NATURALES
Gravedad especifica del gas (aire=1)
T°F METANO 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
PRESIÓN
32 381 150 95 76 60 50
40 600 243 165 132 105 90
45 800 335 230 188 150 136
50 1100 470 335 267 220 200
55 1500 658 462 381 335 300
60 2150 900 650 550 500 450
65 3000 1380 1000 851 780 700
70 4122 2463 1860 1500 1400 1300
75 4000 3400 2980 2670 2460
Fuente: Natural Gas Engineering Hand Book
FIG. 7 DIAGRAMA FORMACIÓN DE HIDRATOS
Fuente: Natural Gas Engineering Hand Book
Elaborado Por: Jerry Muñoz
0 120 240 360 480 600 720 840 960 1080 1200 1320 1440 1560 1680 1800 1920 2040 2160 2280 2400 2520 2640 2760 2880 3000 3120 3240 3360 3480 3600 3720 3840 3960 4080 4200 4320 4440
32 39 46 53 60 67 74
P R E S IO N ( P S IA )
DIAGRAMA FORMACION DE HIDRATOS
Metano GE 0.6 GE 0.7 GE 0.8 GE 0.9 GE 1.0
FIG. 8 WATER CONTENT OF HYDROCARBON GAS
Fuente: ENGINEERING DATA BOOK Gas Processors Suppliers Association GPSA 12thed
Muchos productos químicos reducen la temperatura a la cual el hidrato o el hielo se forman. Ellos pueden clasificarse en 2 clases. Inhibidores termodinámicos son los que alteran el potencial químico de la fase hidrato en el cual el punto de formación del hidrato es desplazado a baja temperatura y/o alta presión.
Los inhibidores Cinéticos son polímeros químicos, los cuales cuando se agregan al flujo de gas, no cambiaran la temperatura de formación del hidrato pero retardaran el crecimiento de los cristales de hidrato, ejemplos de inhibidores cinéticos son: N-vinil piloridone (5 anillos), sacáridos (6 anillos).
Algunos inhibidores cinéticos son anti aglomerantes (e.g., ammonium alkyl aromatic sulphonate or alkyl glycoside surfactants), cuando bombeamos en un flujo de gas con una fase continúa de aceite, minimiza la aglomeración de cristales de hidratos o el crecimiento de los mismos.
Los inhibidores termodinámicos comúnmente usados son los alcoholes, usualmente metanol y los glicoles como el etilenglicol (ETG), di etilenglicol (DEG), todo puede ser recuperado y recirculado, pero no será favorable en muchos casos. El metanol es escogido porque se dispersa bien en los flujos de gas, se lo consigue en tanques de 55 gal, es el menos costoso y no requiere recuperación.
unidades de glicol y reduciendo la capacidad de los sólidos desecantes. La inyección de metanol es útil en casos en los que los volúmenes de gas son pequeños y prohíben los procesos de deshidratación. El metanol es soluble en hidrocarburos líquidos, cerca de 0.5% en peso.
Si hay condensados en el flujo, metanol adicional deberá ser utilizado porque alguna parte del metanol se disolverá en los condensados, también cierta parte del metanol se vaporiza y se va con el flujo de gas.
El etilenglicol es el más común inhibidor recuperable, es menos soluble en hidrocarburos y tiene menor perdida de vaporización que el metanol. El metanol puede ser usado a cualquier temperatura (a mayor temperatura menos metanol, naturalmente será considerable), el dietilenglicol (DEG) no es una buena opción cuando manejamos temperaturas bajo los 15 °F, por su alta viscosidad y difícil separación de los hidrocarburos líquidos.
Sobre los 120 °F el DEG es preferible usarlo que el Etilenglicol(EG) debido a su baja pérdida de vaporización. El metanol es más efectivo que el EG y DEG en porcentaje por peso.
3.1TIPOS DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL
El termino deshidratación significa remover el vapor de agua, todos los gases naturales después de pasar por los separadores contiene vapor de agua en algún grado. El vapor de agua es la impureza comúnmente encontrada en el gas natural no tratado. La razón principal para remover el vapor de agua es que este comienza a transformarse en líquido por la baja de temperatura o altas presiones.
Los métodos para la deshidratación del gas natural son:
3.1.1 ABSORCIÓN POR UN LÍQUIDO
La deshidratación por absorción es uno de los métodos más satisfactorios de deshidratación. Aunque se puede usar cualquiera de los líquidos desecantes, la gran mayoría de los sistemas de absorción usan glicol para remover el vapor de agua del gas y puede establecerse que se deshidrata más gas natural con glicol que por cualquier otro medio. Algunas veces se usan deshidratadores de cloruro de calcio para secar pequeña cantidades de gas en áreas aisladas o remotas. Sin embargo, debe notarse que este método no es proceso de absorción. Como en el sistema están presentes sólidos de cloruro de calcio, en sentido estricto se efectúa un proceso de adsorción.
3.1.1.1DESHIDRATACIÓN CON GLICOL
deshidratación con glicol no es relativamente costosa, ya que el agua puede separarse fácilmente del glicol por calentamiento; a esto se le llama regeneración o reconcentración del glicol.
3.1.2 ADSORCIÓN: DESHIDRATACIÓN POR DESECANTE SÓLIDO
3.1.3 GAS NATURAL DULCE.
Además de hidrocarburos pesados y vapor de agua, el gas natural frecuentemente contiene otros componentes que deben ser removidos, tales como el CO2, el H2S y otros compuestos de azufre como los mercaptanos, los cuales son componentes que requieren ser removidos completa o parcialmente del gas natural. El CO2, el H2S y otros compuestos de azufre presentes en el gas natural agrio son conocidos como gases ácidos, los cuales pueden generar graves problemas de corrosión tanto en los equipos de producción como de transporte de gas. En los Estados Unidos, la permisibilidad de gases ácidos en los gases naturales es de 2 a 3% de CO2 y de 4 ppm para el H2S. Los requerimientos actuales para algunas ventas pueden variar dependiendo de las negociaciones entre el vendedor y el comprador.
3.1.2.1ENDULZAMIENTO
Los procesos utilizados en el endulzamiento del gas natural son seleccionados de acuerdo al gas ácido que se quiera remover y al grado de separación. Para eso hay que tener en cuenta los siguientes tipos de separación:
1. Se desea separar sólo H2S.
2. Se desea separa H2S y otros compuestos de azufre. 3. Se desea separar sólo CO2.
4. Se desea separar todos los gases ácidos.
Los procesos para endulzamiento de gas natural se pueden dividir en:
En esencia, hay siete categorías de procesos de desacidificación o endulzamiento: • Procesos con solventes químicos
• Procesos con solventes físicos
• Procesos con solventes híbridos o mixtos.
• Procesos de conversión directa (solamente para remoción del H2S) • Procesos de lecho sólido o seco, membranas y otros.
• Membranas y otros procesos de endulzamiento. • Procesos criogénicos.
3.2TAMICES MOLECULARES: ADSORCIÓN
