CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
1. TEORIZACIÓN DE LAS VARIABLES DE ESTUDIO
La variable nominal objeto de estudio es, “análisis técnico y económico para la optimización de la calidad del gas combustible de la Planta Compresora de Gas PCG C-10”
2. ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
Se revisó el material investigativo desarrollado para complementar la variable señalada, tomándose en consideración los siguientes trabajos especiales de grado, quienes permitan fortalecer esta investigación, a través de la recopilación de información para la documentación del mismo, en cuanto a las características específicas que requiere; entre ellos:
Arias y Sarcos (2005): “Factibilidad técnico económica para la deshidratación de gas natural en el Campo Mara Este” expuesta en la Universidad del Zulia, Maracaibo, Facultad de Ingeniería, Escuela de Petróleo, enfatizan que los estudios realizados en el campo Mara Este.
Muestran que el gas natural que se maneja en el campo presenta un alto
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porcentaje de vapor de agua; este factor afecta todo el sistema con el cual es gas está en contacto y las condiciones de flujo del mismo.
Por ello se estudia la posibilidad de implantar un sistema de deshidratación de gas natural, con sus aspectos técnicos y económicos para lo cual se inició con la elaboración de un diagnóstico mediante análisis cromatográficos a muestras de gas con el cual se detectó que la cantidad de agua presente en el gas natural se encuentra por encima de los valores permisibles, y una porción de ésta en forma de agua libre en todo el sistema.
Seguidamente se realizó la evaluación de la infraestructura de campo, encontrando en la misma cierto grado de deterioro y presencia de corrosión, a continuación se estudiaron las alternativas para deshidratar el gas, entre la adsorción con mallas moleculares y la absorción con trietilenglicol.
Se seleccionó la opción con mayores ventajas resultando más adecuado el proceso con glicol, para este proceso seleccionado, se realizó la simulación a través del programa Pro II, obteniéndose los balances de masa y energía, se diseñaron los equipos y se analizó la rentabilidad del proyecto utilizando los indicadores Valor Presente Neto y Tasa Interna de Re torno.
De los resultados obtenidos se concluye que el proyecto no es factible considerando los ingresos actuales por concepto del procesamiento del gas, para ello se calculó el valor mínimo del ingreso mensual para la deshidratación del gas natural situándose en 23.5 Bs/pc, sin embargo, resulta
útil estudiar la viabilidad de este proyecto adjunto a un proceso de extracción de líquidos del gas natural.
Como aporte, se agrega en el trabajo especial de grado realizado por Arias y Sarcos (2005) una estrecha relación con el objeto de estudio de esta investigación, puesto que, una de las variables a estudiar son los aspectos técnicos y económicos de la unidad de deshidratación de gas natural ubicada en la PCG C-10 para colocarla nuevamente en operación manejando el mayor volumen de gas que descargan los compresores para la inyección de los pozos (Gas Lift) del Campo La Concepción, debido a que el alto porcentaje de vapor de agua afecta todo el proceso de manejo, transporte y las condiciones de flujo del gas.
A pesar que no fue factible el proyecto recomiendan la extracción de líquidos del gas natural para que sea completo el proceso de tratamiento del mismo en el Campo Mara Este, lo cual es lo que se desea hacer con el gas utilizado como combustible por las unidades moto-compresoras de la Planta Compresora de Gas La Concepción 10 porque se ha evidenciado agua e hidrocarburos líquidos en los elementos filtrante cada vez que se llevan a cabo los mantenimientos preventivos de las unidades.
Para Cedeño (2003): “Evaluación del sistema de deshidratación del gas natural y su impacto sobre la operabilidad del sistema de compacto de gas del Campo Boqueron”, expuesta en la Facultad de Ingeniería, Escuela de Petróleo de la Universidad de Oriente, Núcleo Monagas. Señala que una deshidratación efectiva del gas natural previene la formación de
hidratos y acumulación de agua en los sistemas de transmisión y proceso del gas natural, que conlleva a un buen desarrollo de este proceso para tener un gas bajo condiciones de manejo recomendado por los estándares y normas.
La unidad deshidratadora con Trietilenglicol (TEG) está típicamente representada por la torre absorbedora, un separador de condensados, intercambiadores de calor gas/glicol y glicol/glicol, una bomba de glicol y una unidad generadora de glicol rico. La eficiencia de operación de estos equipos es proporcional a la eficiencia de una planta de deshidratación de gas natural.
El desarrollo del estudio se fundamentó en el modelaje del proceso de deshidratación de la planta de glicol con el simulador de proceso HYSYS versión 3.1, la verificación de los parámetros de operabilidad con datos de campo y con datos de operación recomendados por el fabricante, realizando comparaciones y ajustes que permitieron el estudio de la eficiencia del sistema de deshidratación.
La diferencia de temperatura entre el gas y el TEG en la entrada de la torre contactora es fundamental para mantener la eficiencia del proceso.
Para esto se requiere de conocimientos especializados no solamente del proceso, sino también de los problemas potenciales como la degradación de glicol, hidrocarburos disueltos y control de las pérdidas de glicol.
Como aporte para el trabajo en proceso se describen los equipos que integran una unidad de deshidratación del gas natural, sirviendo de referencia para la evaluación de las variables operacionales actuales del tren
deshidratación perteneciente a la PCG C-10, considerando que se encuentra fuera de servicio en el contexto operacional, también señalan los problemas asociados, no solo del proceso, sino aquellos ocasionados con la perdidas de glicol e hidrocarburos disueltos.
Por otra parte, Ávila y Durán (1998), contribuyen con su Desarrollo del prototipo de un sistema de supervisión y control para la optimización del proceso de tratamiento de gas combustible en la Planta Barúa V en la División de Operaciones de Producción de la empresa MARAVEN S.A, propuesto ante la Universidad Dr. Rafael Belloso Chacín en la Facultad de Ingeniería, Escuela de Computación, Maracaibo- Estado Zulia. El desarrollo del prototipo de un sistema de supervisión y control para la automatización del patín de gas combustible de la planta compresora Barúa V de la empresa Maraven, S.A.
Para tal fin, se realizó un estudio de tipo documental, factible y explicativo siguiendo la metodología denominada ingeniería de detalle, la cual consistió en tres etapas básicas: levantamiento de información, especialidad de instrumentación y especialidad de sistemas. Se elaboró la información técnica necesaria para la construcción del prototipo, que se conformó en un sistema de control centralizado a partir de un PLC de marca ALLEN - Bradley con procesador PLC - 5/20. Todo esto dentro de una arquitectura diseñada a partir de los estándares y normativas de seguridad de la industria petrolera.
También se desarrolló la aplicación del sistema de supervisión y control Control-View mediante el paquete de desarrollo Control-View Builder,
configurándose esta con fin de integrarse al sistema de control para la transmisión de datos bajo el protocolo de comunicaciones DH. Acciones de control a ser tomadas por el PLC, se establecieron en el diagrama de escalera que se programó en el paquete 6200 de ALLEN - Bradley, bajo los requerimientos de funcionalidad y de seguridad de operación del sistema de control para el patín de gas combustible . Los resultados obtenidos integran un sistema de supervisión y control que proporciona el monitorio y control óptimo del proceso de deshidratación de gas.
El aporte dado por la investigación realizada por Ávila y Durán (1998), sirvió como referencia para este estudio puesto que representó un esquema de supervisión y control para los parámetros de seguridad operacional en la optimización del proceso de tratamiento de gas combustible en la Planta Barúa V, el cual será de gran ayuda al momento de instalar el patín del gas combustible procesado para la Planta Compresora de Gas Natural C-10.
Chacín (1998): “Procesamiento de gas para combustible en el campo de Centro Lago de Lagoven S.A”, presentado en la Facultad de Ingeniería, Escuela de Química de la Universidad del Zulia, Maracaibo.
Como resultado del Plan de Negocios 1997-2006 llevado a cabo por Lagoven, S.A. para maximizar la producción de Crudos y LGN, se vislumbro la posibilidad de procesar el gas natural que se está consumiendo como combustible en la planta de compresión PCCL-1 y las miniplantas MPCL-1 y MPCL-2 del área de Centro Lago.
Al procesar este gas, el cual es el más rico en la División de Occidente de Lagoven, S.A. con más de 3,0 galones de C3+ por cada mil pies cúbicos estándar de gas se obtendría el beneficio directo por la obtención de los LGN y adicionalmente, la utilización de gas procesado como combustible, daría mayor seguridad a la operación de las turbinas del área y mayor flexibilidad al quedar los sistemas actuales de gas combustible como respaldo en caso de paro de la planta de extracción.
El aporte fundamental de este trabajo radica en los resultados obtenidos del estudio técnico-económico asomando las distintas alternativas para procesar el gas, entre las cuales se cuentan: Refrigeración mecánica, turbo- expansión, efecto Joule Thompson y redes de gas; así como también la mejor disposición de los LGN obtenidos. Las simulaciones de las distintas alternativas se llevaron a cabo utilizando los simuladores PRO/II, HYSIM y PIPEHASE. Se seleccionó la ecuación de Soave Redilch Kwong (SRK) como método termodinámico general y para los equipos y corrientes donde la presencia de trietilenglicol fue representativa.
Otro aspecto a destacar ocurre cuando se utilizó una modificación de la misma para glicoles (srkm) hecha por la compañía Simulation Sciences INC., como método termodinámico auxiliar para las simulaciones de las distintas alternativas, para el procesamiento del gas
Finalmente Ríos y Toutounji, (1998) admitidos con un clásico este tipo de estudio, en virtud de sustentarse en el: “Desarrollo de un sistema de control requerido para el sistema de tratamiento de gas combustible en
la planta Lago1 caso, PDVSA Estado Zulia”, Presentado en la Universidad Dr. Rafael Belloso Chacín en la Facultad de Ingeniería, Escuela de Electrónica, Maracaibo - Estado Zulia. El objeto de estudio fue el desarrollo una ingeniería básica y de detalle para un sistema de control y supervisión del sistema de tratamiento de gas combustible denominado "SKID de gas combustible de la planta LAGO I", el cual proporciona gas natural deshidratado como combustible a los trenes de compresión de las unidades turbocompresoras de gas de la planta.
Esta investigación puede catalogarse como proyecto factible, aplicado y de campo. Para realizar este proyecto, en primer lugar, se seleccionó la instrumentación mínima requerida tomando en cuenta los puntos críticos del proceso de deshidratación del gas y las especificaciones aportadas por la ingeniería conceptual ya existente, y en segundo lugar se hizo uso de la normativa nacional e internacional, tanto la empresa PDVSA como la ISA y las recomendaciones de fabricantes. Todo esto con la finalidad de generar detalles típicos de instalación de instrumentos, planos de detalle de interconexión y ubicación de equipos, y especificaciones generales para la construcción del sistema.
Con la incorporación de este sistema de control, se garantiza la contabilidad, disponibilidad y seguridad de los procesos llevados a cabo en los mismos, de esta forma se suministra a los generadores de gas, de las unidades turbocompresoras, gas combustible con las características de presión y temperatura requerida por los mismos; se minimiza la labor de los
operadores y personal que trabaja en planta, ya que se tendrá un sistema que supervisará continuamente, el estado de las variables críticas del proceso.
Es necesario resaltar con relación a los tres últimos trabajos especiales de grado que están directamente relacionadas con esta investigación, puesto que están enfocados en el tratamiento del gas combustible que va desde la deshidratación hasta la extracción de líquidos, a vez, señalan la importancia de hacer un análisis técnico – económico de un gas procesado para ser empleado como combustible, lo cual garantiza la seguridad del contexto operacional de las plantas que posean generadores de gas, turbocompresores, moto-compresores, entre otros.
3. BASES TEÓRICAS
3.1. FACTIBILIDAD
Una investigación de factibilidad en un proyecto que consiste en descubrir cuáles son los objetivos de la organización, luego determinar si el proyecto es útil para que la empresa logre sus objetivos. La búsqueda de estos objetivos debe contemplar los recursos disponibles o aquellos que la empresa puede proporcionar, nunca deben definirse con recursos que la empresa no es capaz de dar. En las empresas se cuenta con una serie de objetivos que determinan la posibilidad de factibilidad de un proyecto sin ser limitativos. En otras palabras, la factibilidad se refiere a la disponibilidad de
los recursos necesarios para llevar a cabo los objetivos o metas señalados.
Estos objetivos son los siguientes: reducción de errores y mayor precisión en los procesos, reducción de costos mediante la optimización o eliminación de recursos no necesarios, integración de todas las áreas y subsistemas de la empresa, actualización y mejoramiento de los servicios a clientes o usuarios, aceleración en la recopilación de datos, reducción en el tiempo de procesamiento y ejecución de tareas, automatización optima de procedimientos.
El éxito de un proyecto está determinado por el grado de factibilidad que se presente en cada una de los tres aspectos anteriores que sirven para recopilar datos relevantes sobre el desarrollo de un proyecto y en base a ello tomar la mejor decisión, si procede su estudio, desarrollo o implementación.
Los estudios de factibilidad son un auxiliar para que una organización logre sus objetivos y cubra las metas con los recursos actuales en las siguientes áreas:
a) Técnica: para la mejora del sistema actual con la disponibilidad de tecnología que satisfaga las necesidades.
b) Económica: incluye el tiempo del analista, el costo de estudio, el costo del tiempo del personal, costo del tiempo, costo del desarrollo y adquisición.
c) Operativa: operación garantizada y uso garantizado
3.1.1. FACTIBILIDAD ECONOMICA.
Es una medida de la eficacia de los costos asociados a un proyecto o una solución a menudo recibe el nombre de análisis costo-beneficio.
Los estudios de factibilidad económica incluyen análisis de costos y beneficios asociados con cada alternativa del proyecto. Con análisis de costos/beneficio, todos los costos y beneficios de adquirir y operar cada sistema alternativo se identifican y se hace una comparación de ellos.
Primero se comparan los costos esperados de cada alternativa con los beneficios esperados para asegurarse que los beneficios excedan a los costos.
Después la proporción costo/beneficio de cada alternativa se compara con las proporcionan costo/beneficio de las otras alternativas para identificar la alternativa que sea más atractiva e su aspecto económico. Una tercera comparación, por lo general implícita, se relaciona con las formas en que la organización podría gastar el dinero de modo que no fuera en el proyecto estudiado.
(http://personales.com/colombia/manizales/chichosys/factiEco.htm) Los costos abarcan los siguientes puntos:
Construcción de obras físicas: Son los desembolsos por adquisición de terrenos o derechos de ocupación y construcción de todas las obras de ingeniería civil.
Costos de equipos y maquinarias: Son los desembolsos por adquisición, transporte e instalación de equipos, maquinarias e instrumentos.
Capital de trabajo: Son los desembolsos por mantener el nivel de inventarios, activos a corto plazo, cuentas por cobrar, etc.
Costo de operación y mantenimiento: Es la suma de todos los desembolsos que directa o indirectamente, se encuentran relacionados con las actividades de operación, mantenimientos y administración del proyecto, tales como:
Labor: Son los costos del personal relacionados con las actividades de operación, mantenimiento y administración del proyecto.
Materiales generales y de procesos: Aquí se encuentran los equipos, repuestos menores no capitalizables, productos químicos, combustibles, lubricantes, útiles de oficina, etc.
Servicios industriales: Corresponde a los desembolsos por electricidad, vapor, agua tratada, plantas de tratamientos, etc.
Servicios contratados: Desembolsos por mantenimientos (Paros de plantas y mantenimiento extraordinario), transporte , alquiler de equipos, asistencia técnica.
Depreciación: Es la disminución en el valor que sufre un activo fijo tangible motivado al uso. La depreciación de los equipos que se utilizan normalmente en los negocios se calcula según tasa fijas anuales, las cuales dependen de la vida del activo mismo, aunque en casos especiales este porcentaje puede variar de año en año.
Regalías o Impuestos de explotación: Es el impuesto sobre la producción de petróleo crudo y venta de gas natural enajenado o utilizado como combustible.
A través del análisis de costo/beneficio, la organización debe apoyarse en los conceptos tradicionales de análisis financiero y las herramientas como teoría del valor presente, análisis de costos diferenciales y análisis de flujos descontados, algunos costos y beneficios pueden cuantificarse fácilmente.
Los beneficios que pueden cuantificarse con facilidad son de dos tipos generales: ahorros en costos, tales como una disminución en costos de operación y aumentos en las utilidades directas (http://personales.com/colombia/manizales/chichosys/factiEco.htm).
Un problema importante con el análisis de costos/beneficio es la atención inadecuada de costos y beneficios intangibles. Éstos son aspectos de las alternativas de los nuevos sistemas que sí afectan los costos y utilidades y deberían evaluarse pero que los afectan en formas que no pueden cuantificarse fácilmente. Los factores intangibles con frecuencia están relacionados a la calidad de la información proporcionada por el equipo y a veces a formas sutiles en que esta información afecta a la empresa, tal como alternando las actitudes para que la información sea vista como un recurso (http://personales.com/colombia/manizales/chichosys/factiEco.htm).
Cuando se da mayor importancia a los costos y beneficios cuantificables que a los costos y beneficios intangibles, quizá haya una desviación contra el nuevo proyecto porque la mayoría de los costos pueden cuantificarse de
manera fácil, mientras muchos de los beneficios más importantes pueden ser intangibles y por lo tanto no se consideran correctamente (http://personales.com/colombia/manizales/chichosys/factiEco.htm).
Debe mostrarse que el proyecto es factible económicamente, lo que significa que la inversión que se está realizando es justificada por la ganancia que se generará. Para ello es necesario trabajar con un esquema que contemple los costos y las ventas:
Costos: debe presentarse la estructura de los costos contemplando costos fijos y variables.
Beneficios: en este punto el precio del producto o servicio es fundamental, ya que determina si es conveniente la inversión, por lo que debe explicarse brevemente cómo se ha definido éste. Debe mostrarse también estimaciones de ventas (unidades y en dinero) para un periodo de al menos un año, justificando cómo se han calculado (a través de investigaciones de mercado, estadísticas anteriores).
La mayoría de los costos y beneficios intangibles de una alternativa afectan en forma indirecta las utilidades, pero esto es difícil de medir. La siguiente es una forma de cuantificar los costos y beneficios intangibles:
1. Identificar las causas y efectos directos.
2. Identificar los efectos indirectos.
3. Estimar el impacto económico de los efectos indirectos para la vida estimada del sistema.
La utilización lógica económica implica utilizar el esquema de análisis llamado Costo Beneficio, por lo tanto para evaluar económicamente un proyecto se le concibe como un ente generador de beneficios y utilizador de recursos a través del tiempo. De esta manera el problema principal de la evaluación económica es identificar costos y beneficios, medirlos y valorarlos comparablemente.
3.1.2. FACTIBILIDAD TÉCNICA.
El análisis de factibilidad técnica evalúa si el equipo y si tienen las capacidades técnicas requeridas por cada alternativa del diseño que se esté considerando. Los estudios de factibilidad técnica también consideran las interfaces entre los equipos actuales y nuevos.
Los estudios de factibilidad técnica se refieren a los recursos necesarios como herramientas, conocimientos, habilidades, experiencia, entre otros para efectuar las actividades o procesos que requiere el proyecto.
Generalmente son elementos tangibles (medibles). El proyecto debe considerar si los recursos técnicos actuales son suficientes o deben complementarse.
(http://www.mitecnologico.com/Main/FactibilidadInvestigacion)
Se considera si la organización tiene el personal que posee la experiencia técnica requerida para diseñar, implementar, operar y mantener el proyecto propuesto. Si el personal no tiene esta experiencia, puede entrenársele o pueden emplearse nuevos o consultores que la tengan. Sin embargo, una
falta de experiencia técnica dentro de la organización puede llevar al rechazo de una alternativa particular.
Es una evaluación de todos aquellos recursos donde interviene algún tipo de actividad (procesos), durante esta etapa se identifican todas aquellas actividades que son necesarias para lograr el objetivo y se evalúa y determina todo lo necesario para llevarlas a cabo; lo que demuestra que el negocio puede ponerse en marcha y mantenerse, mostrando evidencias de que se ha planeado cuidadosamente, contemplado los problemas que involucra y mantenerlo en funcionamiento.
Algunos aspectos que deben ponerse en claro son: correcto funcionamiento del producto o servicio (número de pruebas, fechas...), lo que se ha hecho o se hará para mantenerse cerca de los consumidores, escalas de producción (es posible ampliar o reducir la producción), proyectos complementarios para desarrollar el proyecto.
3.3.22.. GAGASS NNAATTUURRALAL..
Añez, (2005) define como gas natural aquel que está formado por los miembros más volátiles de la serie paranínfica de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de etano, propano y butano, y finalmente puede contener compuestos más pesados, Además es posible conseguir en el gas cantidades variables de otros gases no hidrocarburos como sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, nitrógeno, helio, oxígeno, vapor de agua. La GPA, considera un gas apto para ser transportado por
tubería como aquel que contiene menos de 4 ppm de H2S, menos de 3.0%
de CO2 y de 6 a 8 lbs H2O/ MMpcn.
Por su parte, la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Comercio y Desarrollo (United Nations Conference on Trade and Development, UNCTAD) define el gas natural es una mezcla de hidrocarburos ligeros compuesto principalmente de metano, etano, propano, butanos y pentanos.
Otros componentes tales como el CO2, el helio, el sulfuro de hidrógeno y el nitrógeno se encuentran también en el gas natural. La composición del gas natural nunca es constante, sin embargo, se puede decir que su componente principal es el metano (como mínimo 90%). Posee una estructura de hidrocarburo simple, compuesto por un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno (CH4). El metano es altamente inflamable, se quema fácilmente y casi totalmente y emite muy poca contaminación.
El gas natural es incoloro, inodoro, insípido, sin forma particular y más ligero que el aire. Se presenta en su forma gaseosa por debajo de los - 161ºC, no es ni corrosivo ni tóxico, su temperatura de combustión es elevada y posee un estrecho intervalo de inflamabilidad, lo que hace de él un combustible fósil seguro en comparación con otras fuentes de energía.
Además, por su densidad de 0,60, inferior a la del aire (1,00), el gas natural tiene tendencia a elevarse y puede, consecuentemente, desaparecer fácilmente del sitio donde se encuentra por cualquier grieta (UNCTAD, 2004).
El gas natural se mide en metros cúbicos (a una presión de 75.000 Pascal y una temperatura de 15ºC) o en pies cúbicos (misma presión y
temperatura). Normalmente, la producción de gas a partir de los pozos y los repartos a las centrales eléctricas se miden en millares o en millones de pies cúbicos (Mpc y MMpc). Los recursos y las reservas son calculados en billones de pies cúbicos (Tpc).
3.3. CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL.
• Gas dulce: es aquel gas que contiene cantidades de sulfuro de
hidrógeno (H2S) menores a 4.0ppm
• Gas agrio o ácido: es aquel gas que contiene cantidades apreciables
de sulfuro de hidrógeno (H2S) acompañado con dióxido de carbono (CO2 ) y otros componentes ácidos como mercaptanos, COS, CS2, entre otros
• Gas rico: son hidrocarburos en estado gaseoso, en cuya composición
aún predomina un alto porcentaje de metano (generalmente 75-90 por ciento), aunque las cantidades relativas de los componentes más pesados son mayores que en el caso de gas seco
• Gas pobre: son hidrocarburos en estado gaseoso compuestos casi
exclusivamente por metano (generalmente más del 90 por ciento)
• Gas seco: es aquel que no contiene cantidades apreciables de vapor
de agua (<= a 7 Lbs de H20/MMPCN)
• Gas húmedo: es aquel que tiene cantidades apreciables de vapor de H2O
• Gas disuelto o en solución: son hidrocarburos gaseosos que se
encuentran en solución con petróleo crudo bajo condiciones iniciales, en un yacimiento de petróleo comercialmente explotable
• Gas libre o no asociado: es aquel que se mantiene en estado gaseoso durante su vida productiva y no depende de una fase liquida
3.4. FASES DE LA INDUSTRIA DEL GAS
Producción del gas natural. Consiste en llevar el gas desde los yacimientos del subsuelo hasta la superficie, a través de pozos productores.
En el subsuelo, el gas se encuentra disuelto o en la capa de gas en los yacimientos de condensado “Gas Asociado”- y en yacimientos de gas libre
“Gas No Asociado”. (PDVSA, 2008).
Separación. Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de separación de líquidos (petróleo, condensado y agua) en recipientes metálicos a presión llamados separadores. Cuando se trata de gas libre, no asociado con el petróleo, este proceso no es necesario, y el gas va directamente al siguiente paso. (PDVSA, 2008).
Tratamiento. Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de hidrógeno (H2S). El agua se elimina con productos químicos que absorben la humedad. El H2S se trata y elimina en
plantas de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan y pueden ser comercializadas con otros fines. (PDVSA, 2008).
Extracción de líquidos. Este proceso es al que se somete el gas natural rico libre de impurezas, con la finalidad de separar el gas metano seco (CH4) de los llamados “Líquidos del Gas Natural”, LGN, integrados por etano, propano, butanos, pentanos (gasolina natural) y nafta residual.
(PDVSA, 2008).
Compresión. Es el proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con la finalidad de aumentarle la presión y enviarlo a sistemas de transporte y distribución para su utilización en el sector industrial, doméstico y en las operaciones de producción de la industria petrolera (inyección a los yacimientos y a los pozos que producen por Gas Lift. (PDVSA, 2007)
Fraccionamiento. Los Líquidos del Gas Natural (LGN) se envían a las plantas de fraccionamiento, donde se obtiene por separado etano, propano, butano normal e isobutano, gasolina natural y nafta residual, que se almacenan en forma refrigerada y presurizada en recipientes esféricos.
(PDVSA, 2007).
3.5. PODER CALORÍFICO DEL GAS NATURAL.
Una de las características del gas natural es su poder calorífico, el cual se determina por análisis de laboratorio, utilizando uno de los varios tipos de calorímetros disponibles. Además, el poder calorífico del gas se emplea para determinar su calidad como combustible y, por ende, su precio.
El poder calorífico de un combustible es la cantidad de energía desprendida en la reacción de combustión, referida a la unidad de masa de combustible.
Según sistema angloamericano, se le llama Unidad Térmica Británica (BTU) y se define como la cantidad de calor requerida para aumentar la temperatura de 1 libra (453,592 gramos) de agua a un grado Fahrenheit (º F) hasta la temperatura de su máxima densidad que es 39,2 °F. Una BTU es, aproximadamente, igual a 0,252 kilocalorías. Un pie cúbico de gas natural despide en promedio 1000 BTU, aunque el intervalo de valores se sitúa entre 500 y 1.500 Btu.
La cantidad de energía producida por la combustión de un volumen de gas natural se mide en Unidades Térmicas Británicas (BTU). El valor del gas natural es determinado por su potencial energético que es medido en BTU. El potencial de energía del gas natural es variable y depende de su composición: cuanto mayor sea la cantidad de gases no combustibles que contenga, menor será el valor BTU. Además, la masa volumétrica de los diferentes gases combustibles influye sobre el valor BTU de la napa de gas natural. Cuanto mayor sea la masa, mayor será la cantidad de átomos de carbono para el gas considerado y, por consiguiente, mayor será su valor en Btu.
Diversos análisis sobre el valor del poder calorífico del gas natural (BTU) son realizados en cada etapa de la cadena del producto. Se utilizan para esto analizadores con proceso cromatográfico del gas, para poder realizar análisis
fraccionales de las corrientes de gas natural, separando el gas natural en sus componentes identificables. Los componentes y sus concentraciones se convierten en valor calorífico bruto en BTU permiten determinar que tantos metros cúbicos o pies cúbicos de gas equivalen a un metro cúbico o barriles de petróleo.
Específicamente, el precio que se le asigna a determinado gas se basa en una unidad de volumen: metro cúbico o pie cúbico. Sin embargo, como los volúmenes de entrega por lo general son muy grandes se opta por el millar de metros o pies cúbicos. También se emplea el poder calorífico, expresado en millones de calorías o de BTU. En el caso de gases licuados, en vez del volumen o del poder calorífico, se hace referencia al peso en kilos o libras.
El poder calorífico es la energía que se desprende en la combustión completa de la unidad de masa o de volumen del combustible. Aquí convendría diferenciar los conceptos de poder calorífico superior e inferior.
• Poder calorífico inferior (PCI), se denomina así al poder calorífico
cuando el agua resultante de la combustión se supone en estado de vapor con los demás productos de la combustión. En los contratos de compra de gas suelen definir el poder calorífico inferior del gas que suele situarse en 950 Btu/pc.
• Poder calorífico superior (PCS), se denomina así al poder calorífico cuando el agua resultante de la combustión se supone líquida (condensada) en los productos de combustión
Por tanto la diferencia entre PCS y PCI es igual por definición al calor de condensación del vapor de agua resultante de la combustión del combustible.
La relación PCI/PCS depende de la proporción de los elementos carbono e hidrogeno presentes en gas combustible.
Para los gases combustibles más usuales el valor de PCI/PCS ronda el valor de 0,9. Generalmente el valor del gas depende de su poder calorífico, de todas formas si existiera un mercado para el etano, propano, butano, etc., puede ser rentable comprimir estos componentes del gas aunque rebajemos su poder calorífico. En algunos casos, cuando el gas es suministrado como combustible residencial, los contratos de venta pueden pedir restringir los contenidos de componentes altos del Btu, por lo que habrá que tratar este gas para minimizar su contenido.
El gran número de combustibles gaseosos de origen diverso y distintas categorías ha hecho que se clasifiquen en diferentes categorías. La norma española UNE 60.002 clasifica los gases combustibles según un parámetro, llamado índice de Wobbe, que resulta del cociente entre el poder calorífico superior y la raíz cuadrada de la densidad relativa del gas
3.6. CALIDAD DEL GAS NATURAL COMO COMBUSTIBLE.
La Conferencia de las Naciones Unidas sobre Comercio y Desarrollo (United Nations Conference on Trade and Development, UNCTAD) considera que el desarrollo y perfeccionamiento de la tecnología del gas han contribuido decididamente a que esta fuente natural de energía sea factor
importante en la vida moderna, tanto para las industrias como para el hogar.
Como combustible, ofrece ventajas que sobrepasan las características, disponibilidad, eficiencia y manejo de otros combustibles y líquidos, entre ellos:
• Es limpio. No produce hollín ni mugre. Por lo tanto, los equipos en que se usa como combustible no requieren mantenimiento especial.
• Puede manejarse a presiones deseadas de entrega en los sitios de
consumo.
• Su poder calorífico y combustión son altamente satisfactorios.
• Volumétricamente es susceptible a la compresión o expansión, en función a la relación presión-temperatura que se le desee imponer.
• Puede ser transportado por sistemas de tuberías madres, troncales y
ramales, especialmente diseñadas, que permiten mantener rangos de volúmenes a presiones deseadas.
• Su entrega a clientes puede ser continua y directa a los artefactos
donde debe consumirse, utilizando controles y reguladores, sin requerimientos de almacenaje en sitio o preocupación por volúmenes almacenados en el hogar, la oficina, el taller, la planta o fábrica.
• La reversibilidad gas-líquido-gas lo hace apto para el envasado en
pequeños y seguros recipientes, fáciles de manejar, transportar e instalar para suplir combustibles en sitios no servidos por red de tuberías de distribución.
• El gas licuado puede también transportarse en barcos, desde áreas
remotas de producción y procesamiento a grandes terminales de almacenamiento que surten a industrias y a miles de clientes particulares.
• Por su eficiencia y poder calórico, su costo por volumen es muy
económico.
• Las características de funcionamiento limpio y eficiente, su
rendimiento y precio económico han logrado que cada día se expanda el mercado de Gas Natural para Vehículos (GNV).
• Se ha comprobado que como combustible el gas metano es
muchísimo menos contaminante del ambiente que otros, como la gasolina y el Diesel.
3.7. PROCESO DE COMPRESIÓN.
En un sistema ideal, es decir, teórico todo el gas que entra al cilindro a presión de succión, debe ser transferido al sistema de descarga, es decir, al instante de alcanzar la presión de descarga, la válvula de descarga debe abrirse totalmente, para aprovechar el resto del avance del pistón para desalojar el gas. El cierre total de la válvula de descarga, debe producirse al unísono de la apertura total de la válvula de succión y en el momento exacto en que el pistón termina su recorrido de avance; durante el movimiento del retorno del pistón, la válvula de admisión se mantiene completamente abierta, permitiendo, de esa manera, aprovechar todo el recorrido del émbolo
para permitir que entre en el cilindro la máxima carga de gas posible. Cuando el pistón regresa a la posición inicial, la válvula de admisión se cierra totalmente y el sistema queda listo para repetir el proceso.
Por razones mecánicas, un proceso como el descrito anteriormente es imposible lograr en la práctica por lo siguiente:
1. Siempre debe existir algún grado de holgura entre el pistón y el cilindro, por tanto, al final del recorrido del pistón, después de la compresión y la descarga, alguna cantidad de gas quedara entrapada en esa holgura bajo condiciones de presión y temperatura de descarga.
2. El mecanismo de sincronización de la apertura y cierre de las válvulas de admisión y descarga, sería muy delicada, altamente susceptible a fallas y desgaste y tendría un costo tan elevado que lo haría antieconómico.
Un proceso ideal de compresión, resulta entonces imposible o inviable, lo que conlleva que un proceso de compresión real se desarrolle de la siguiente manera:
El émbolo empieza a desplazarse hacia la izquierda, reduciendo el volumen del gas dentro del cilindro aumentando la presión. Cuando la presión alcanza el valor descarga, la válvula de descarga, que, al igual que la de la succión, se sigue considerando como una válvula ideal, se abre totalmente y, durante el resto del recorrido, se produce la descarga del gas a presión constante .
Como consecuencia de la reducción de la carrera del pistón, al llegar al punto muerto, queda un espacio físico entre éste y la culata del cilindro. En
ese espacio, que se conoce como volumen o espacio muerto, queda confinado un volumen de gas a presión y temperatura de descarga. La única manera de que pueda ingresar una nueva masa de gas al cilindro, es reduciendo la presión de masa de gas entrampada en el espacio muerto.
Afortunadamente los gases, también son capaces de revertir la compresión, es decir, expandirse, una vez que disminuye o cesa la fuerza que los ha comprimido; por eso, cuando el émbolo inicia su retroceso, la presión empieza a disminuir hasta que el diferencial entre la línea de succión y le cilindro actúa la válvula de succión dejando entra gas fresco al cilindro durante el resto del recorrido.
Al llegar al punto muerto la válvula de succión se cierra y estamos listos para repetir el mismo proceso. El proceso de compresión se divide cuatro ciclos o pasos: admisión, compresión, descarga y expansión. La repetición sucesiva de esta consecuencia es lo que produce flujo a través de un cilindro compresor.
La válvula de admisión permanece abierta sólo durante parte de la carrera de retroceso del pistón. Por esa razón, el volumen de gas que el compresor maneja en cada embolada, está condicionado por la duración de esa apertura. Ese período de apertura, puede expresarse con un porcentaje del recorrido del pistón y, como tal se calcula dividiendo la longitud de carrera durante la cual la válvula de succión permanece abierta, entre el recorrido total del émbolo y multiplicando le coeficiente resultante por 100. Aplicando
este porcentaje al desplazamiento del cilindro, podemos determinar el volumen que maneja. Este % se identifica como eficiencia volumétrica o Ev.
El área comprendida dentro de la figura generada por los cuatros ciclos del proceso, es equivalente al trabajo desarrollado por el compresor para realizar la compresión. De allí podemos concluir que mientras menor sea esa área menor será el trabajo requerido y viceversa.
Elevar la presión desde un nivel a otro, también establece otra relación importante denominada relación de compresión (Rc), que influye mucho en la relación volumétrica, la temperatura final y la potencia que consume el proceso. Rc, es el coeficiente resultante de dividir la presión absoluta de descarga entre la presión absoluta de succión.
Otro factor que influye de manera decisiva en la cantidad de trabajo que consume el compresor es la temperatura, que según las leyes de los gases está íntimamente relacionada con los cambios de presión y temperatura.
Desde este punto de vista existen dos tipos de procesos de compresión:
1.- Proceso Isotérmico: es aquel durante el cual la temperatura del gas permanece constante; esta definición, en sí misma, contradice las leyes naturales pues, todo proceso de compresión produce un aumento en la temperatura del gas.
2.- Proceso adiabático: es aquel durante cuya ocurrencia no se produce transferencia de calor hacia o desde él. Solo por efecto de calor radiante, cualquier proceso de compresión cede calor al ambiente, por lo
tanto, este proceso tampoco es susceptible de realizar de una manera práctica.
No obstante ambos procesos sirven como puntos de referencia para el estudio de los procesos reales. Casi todos los compresores que se consigue en el campo son refrigerados por diversos medios, empleando, predominantemente, agua y aire o una combinación de ambos. A mayor Rc, más elevada será la temperatura final y viceversa, el valor de este último parámetro también producirá un cambio directamente proporcional en la cantidad de trabajo.
La relación de compresión y el enfriamiento se refiere a la compresión por etapas o por escalones. Este proceso consiste en comprimir el gas desde la presión inicial hasta la final en cilindros conectados en serie, es decir, donde el gas proveniente de la descarga de un (os) cilindro (s), luego de haber pasado por sistema de enfriamiento, vaya a la succión de otro (s) cilindro (s), comprimir parcialmente cada etapa.
Lo que se trata de hacer es que las temperaturas de entrada a cada etapa igual a la primera de ellas, para que la compresión sea lo más parecida posible a una compresión isotérmica.
La compresión por etapas posee las siguientes ventajas:
1.- Las relaciones de compresión parciales, por supuesto, menores que la Rc total, aumenta la eficiencia volumétrica, es decir, la capacidad del compresor.
2.- Las temperaturas más bajas, favorecen las condiciones de lubricación dentro del cilindro. Esto redunda en menos gastos por concepto de mantenimiento y lubricante. En el caso de los componentes fabricados de termoplástico, las ventajas son mucho más notorias por los resultados obtenidos en su eficiencia de sellado y duración.
3.- Se manejan gases más secos debido a que el agua y otros condensables pueden extraerse después del enfriamiento. Junto con el calor, los líquidos, por su condición de incompresibles, son los mayores enemigos de los compresores.
3.7.1. COMPRESORES
Los compresores son máquinas, aparatos o dispositivos donde se eleva la presión de la masa de un fluido gaseoso, desde un valor inicial, llamado presión de admisión (succión) hasta un valor final denominado presión de descarga. Este incremento de presión, va acompañado de una reducción de volumen inicial y de un aumento de temperatura.
En la industria la misión de los compresores es: alimentar la red de aire comprimido para instrumentos; proveer de aire para combustión; recircular gas a un proceso o sistema; producir condiciones idóneas para que se produzca una reacción química; producir y mantener niveles de presión adecuados por razones de proceso de torres; alimentar aire a presión para mantener algún elemento en circulación
3.8. COMBUSTIÓN
Según el fabricante de los motores Waukesha la combustión es simplemente la combinación del combustible con el oxígeno; esta reacción produce bióxido de carbono y agua. Es la rápida oxidación (O2) del combustible en donde la temperatura de los elementos se eleva.
CH4 + 2O2 CO2 + 2H2O
Brizuela y Romano (2003) consideran que la combustión puede llevarse a cabo directamente con el oxígeno o con una mezcla de sustancias que contengan oxígeno. Esta mezcla de sustancias que contiene oxígeno se denomina comburente. El aire es el comburente más usual. Si se supone (caso más común) que la combustión se realiza con aire, la reacción química que se debe plantear es la del proceso por el cual el combustible reacciona con el aire para formar los productos correspondientes.
Para Waukesha (1999) la combustión necesita tener presentes tres elementos: combustible, oxígeno y calor. En motores de combustión interna a gas, el calor proviene de la bujía, mientras que el oxígeno y el combustible son suministrados por la mezcla de aire y combustible. El incremento en la presión de la cámara de combustión que se genera durante la carrera de compresión ayuda al proceso de la combustión. Hay muchos factores que influyen como se quema el combustible en el motor Estos factores pueden
ser muy complejos y su interacción afecta la operación del motor; entre las variables que afectan a la combustión se tienen las siguientes:
• Composición del combustible: poder calorífico e índice de detonación
• Geometría de la cámara de combustión
• Tipo de ignición
• Velocidad del motor
• Relación de la Mezcla Aire Combustible.
• Temperatura y humedad del aire.
La composición de un gas combustible es fundamental para poder determinar los parámetros estequiométricos característicos de la reacción de combustión. Además, establece si el mismo es apto o no para el uso que se requiere, en función de la presencia de componentes que puedan ser nocivos o contaminantes. La forma habitual de indicar la composición de un gas es como porcentaje en volumen de cada uno de sus componentes, en condiciones normales de temperatura y presión (Brizuela y Romano, 2003).
Los componentes más habituales en un combustible gaseoso son:
• Hidrocarburos, de fórmula genérica CnHm
• Dióxido de carbono: CO2.
• Monóxido de carbono: CO.
• Hidrógeno: H2.
• Oxígeno: O2.
• Nitrógeno: N2.
• Dióxido de azufre: SO2.
• Sulfuro de hidrógeno: H2S.
• Vapor de agua: H2O.
El objetivo principal de estudiar los procesos de combustión es contar con los conocimientos necesarios para introducir mejoras y lograr controlar una combustión eficiente, económica y limpia (sin contaminantes).
3.8.1. TIPOS DE COMBUSTIÓN
De acuerdo a Waukesha el tipo de combustión es un factor determinante en cómo responde el motor a los cambios de carga, cuanto combustible se consume y la temperatura de la combustión. Es por esto que es muy importante conocer la riqueza de la relación de la mezcla de aire y combustible en la que el motor está operando; existiendo tres tipos de combustión: rica, estequiométrica, y pobre.
2.8.1.1. COMBUSTIÓN ESTEQUIOMÉTRICA
Las proporciones de aire y combustible necesarias para la combustión estequiométrica tendrían las cantidades correctas de aire y combustible para que ambos se consumieran completamente durante la combustión. El término “estequiométrico” tiene referencia a la reacción completa de los reactantes. En este caso, el combustible y el oxígeno son los reactantes.
Después de la reacción estequiométrica, no deben de haber residuos de combustible ni oxígeno e n el escape (Waukesha, 1999).
Brizuela y Romano (2003) define la combustión estequiométrica aquella que se realiza con la cantidad teórica de oxígeno estrictamente necesaria para producir la oxidación total del combustible sin que se produzcan sustancias que todavía pueden seguir oxidándose (CO, H2, CnHm, H2S y C), las cuales se denominan inquemados. En consecuencia, no se encuentra O2
en los humos, ya que dicho O2 se consumió totalmente durante la combustión. Esta combustión se denomina teórica porque en la práctica siempre se producen inquemados, aunque sea en muy pequeña proporción.
La mezcla estequiométrica se considera como la mezcla ideal en la que un motor debe de operar porque todo el combustible y el oxígeno se consumen.
La mezcla estequiométrica también es el punto en que se dan las temperaturas más altas de combustión y del escape. Esta mezcla tiene las proporciones correctas de aire y combustible que permiten la combustión más caliente y veloz.
La combustión estequiométrica es en realidad, una situación teórica, porque cuando un motor opera con esta relación de la mezcla, habrá residuos de combustible y oxígeno en el escape así como otros contaminantes. Durante una combustión estequiométrica se tienen los siguientes resultados: los gases del escape no contienen ni oxígeno ni combustible de sobra y la temperatura de combustión más alta (Waukesha, 1999).
3.8.1.2. COMBUSTIÓN RICA
El término rico significa que se ha añadido más combustible a aproximadamente la misma cantidad de aire. Cuando se tiene una mezcla ligeramente más rica que la mezcla estequiométrica, el motor tendrá la capacidad de reaccionar más rápidamente a los cambios de carga y de generar la máxima potencia.
Puesto que se usa más combustible en la cámara de combustión, el consumo de combustible va a aumentar. Este incremento será aproximadamente del 3% sobre el consumo en mezcla estequiométrica. Otra consecuencia de una combustión rica es que las temperaturas de combustión disminuirán porque no se consume todo el combustible disponible, la potencia adicional es ligeramente rica y hay exceso de combustible en el escape (Waukesha, 1999).
Es la combustión que se lleva a cabo con una cantidad de aire superior a la estequiométrica. Esta combustión tiende a no producir inquemados. Es típica la presencia de O2 en los humos. Si bien la incorporación de aire permite evitar la combustión incompleta y la formación de inquemados, trae aparejada la pérdida de calor en los productos de combustión, reduciendo la temperatura de combustión, la eficiencia y la longitud de llama (Brizuela y Romano, 2003).
3.8.1.3. COMBUSTIÓN POBRE
La combustión pobre es lo contrario de la combustión rica, o sea, menos combustible disponible para aproximadamente la misma cantidad de aire.
Por lo tanto, en comparación con la combustión estequiométrica, hay menos combustible disponible lo cual resulta en un exceso de oxígeno en el escape.
En una condición ligeramente pobre, el motor operaría en la mejor economía de combustible, porque hay menos combustible entrando al motor (Waukesha, 1999).
En esta combustión, el aire disponible es menor que el necesario para que se produzca la oxidación total del combustible; por lo tanto, se producen inquemados (Brizuela y Romano, 2003).
Las temperaturas de combustión descenderán debido a la reducción de combustible en la cámara de combustión. Una desventaja de la reducción de combustible es la pérdida de potencia y la habilidad de responder a los cambios de carga. Entre más pobre la mezcla, más grande será la pérdida de potencia (Waukesha, 1999).
3.9. PROBLEMAS OCASIONADOS POR LA INADECUADA CALIDAD DEL GAS COMBUSTIBLE.
3.9.1 DETONACIÓN
Es un proceso de combustión anormal que en medio de la propagación de
la flama frontal, se da el auto ignición y comienza la detonación. La detonación afecta el rendimiento y limita la potencia total que un motor de gas puede generar. Esto es resultado de que la falta de estabilidad del combustible limita la relación de compresión del motor. Sin embargo, debido a que el gas natural tienen una excelente resistencia a la detonación, no hay mucho que se pueda hacer para incrementar la relación de compresión en los motores de gas natural (Waukesha, 1999).
La detonación se reconoce por el martilleo, el cual es su sonido característico. Este sonido es el resultado de la vibración de las paredes del cilindro causada por las ondas de presión tan intensas desarrolladas durante la combustión anormal de la mezcla. El tono de las ondas de sonido es determinado por las frecuencias naturales de los gases de la mezcla y la geometría de la cámara de combustión (Waukesha, 1999).
En general, a medida que el poder calorífico aumenta, el índice de detonación disminuye. Es por esto que cuando se cambia de gas natural a propano el motor entra en detonación, a menos de que también se cambie el tiempo de encendido y se reduzca la carga para compensar por la reducción en el índice de detonación del combustible (Waukesha, 1999).
3.9.2. PRE- IGNICIÓN
Es un proceso de combustión anormal que sucede cuando la combustión de la mezcla se inicia antes de que se genere la chispa en la bujía. Algunas
de las causas pueden ser un pedazo de carbón incandescente, una bujía o válvula sobre calentada, o una bujía con un rango de calor incorrecto.
Durante la pre-ignición, el pistón se ve sometido anticipadamente a la flama de la combustión, lo cual evita que se aproveche al máximo la energía del combustible (Waukesha, 1999).
Cuando los depósitos alojados en el cilindro causan que la mezcla se encienda prematuramente, el efecto neto es un avance considerable en el tiempo (punto) de encendido del motor. Puesto que el avance en el tiempo de encendido es una de las causas de la detonación, es posible que la pre- ignición llegue a causar la detonación (Waukesha, 1999).
Según Lorenzo H. (2001) la pre-ignición se produce cuando las piezas de la cámara de combustión se encuentran muy calientes provocando que la mezcla se encienda antes que haya saltado la chispa de la bujía;
manifestándose en forma de golpes secos. Para evitar el autoencendido prematuro se deben utilizar bujías con gran resistencia al recalentamiento
“grado térmico”.
3.10. MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA
Según Espinoza (2006), los motores de combustión interna son aquellos motores donde el fluido sufre cambios del estado térmico. Ejemplo: la turbinas de gas, los motores de encendido provocado, los motores diesel y moto-compresores. En estas máquinas el fluido que circula sufre en el
interior procesos de cambio químico (combustión), procesos de compresión y expansión.
De acuerdo con Espinoza (2006) se considera un motor de combustión interna es un tipo de máquina que obtiene energía mecánica directamente de la energía química producida por un combustible que arde dentro de una cámara de combustión, la parte principal de un motor. En una planta compresora de gas natural puede poseer motores de combustión interna a gas y turbinas a gas (cuatro tiempos).
Para efecto de esta investigación se enfatizara acerca de los motores de combustión interna a gas (NGE “Natural Gas Engines”) que se utilizan comúnmente para accionar compresores a gas natural, generadores estacionarios en stanby, bombas para irrigación y contra el fuego, también se utilizan cada vez más accionar cogeneración primaria en centrales de energía eléctricas. El principal ventaja del motor a Gas Natural sobre el motor a diesel es el bajo contenido de emisiones de monóxido de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (COx) en el escape, residuos al aire y en algunos casos bajos costos de operación por este combustible.
En este orden de idea Linares (2006) señala que, los motores del gas natural son extraordinarios, ellos operan en una variedad de excepcionales ubicaciones, desde los climas muy fríos del ártico hasta las regiones calientes y húmedas de los trópicos meridionales y más allá. Los motores a gas natural son de varios diseños, incluyendo el motor Caterpillar® vertical en línea en V y el de cuatro tiempos Dresser Rand y Waukesha®, el de dos
tiempos Cooper Bessemer en V integral con un compresor reciprocante horizontalmente opuesto y el de cárter doble verticalmente opuesto, o el motor de dos tiempos construido por Fairbanks Morse.
Estos motores se requieren para quemar una variedad de gases incluyendo, pero no necesariamente limitado a gas agrio con conteniendo azufre, gas dulce sin contenido de azufre y muy poco dióxido de carbono;
gas húmedo conteniendo relativamente altas cantidades de gases de componente tales como butano; y finalmente gas sucio o gas de tanques digestores, compuestos principalmente de metano y dióxido de carbono el cual contiene con frecuencia halógenos tales como el flúor y el cloro (Linares, 2006).
De acuerdo con Linares, (2006), los motores a gas natural están disponibles en varias configuraciones y tamaños, por ejemplo se citan:
1. Diseños de dos, tres y cuatro tiempos
2. Desde menores a 100 HP de potencia hasta los 16,000 HP (los de 800 a 1,500 HP son los más comunes).
3. De uno a 20 cilindros de potencia.
4. Capacidad de sumidero de 14 a 6,000 litros (de 300 a 800 litros son los más comunes).
5. Las velocidades del motor van desde 300 RPM (unidades de velocidad baja) a 2,000 RPM en unidades de alta velocidad. La mayoría operan a 1,200 RPM.
6. El largo de los pistones va desde 572 mm en unidades de baja velocidad con carreras de 89 a 240 mm, comunes en unidades de alta velocidad.
7. La toma de aire puede ser de aspiración natural o turboalimentada (dos tercios de los motores nuevos son turboalimentados).
8. Las unidades de motor y compresor pueden estar separadas, esto es unidas punta a punta en el cigüeñal por un acoplamiento, o integral, e n la que el motor y el compresor tienen un solo cárter común.
El combustible típicamente utilizado en estos motores es dulce, gas natural seco (más del 85% es metano). En algunos casos, en los campos de la producción de gas, contiene sulfuro de hidrogeno (H2S) (arriba de 8,000 ppm), el dióxido de carbono (CO2) y el nitrógeno (N). Hay también un aumento en el uso de digestores de gas reunidos de sistemas de agua residual y gas sucio que es utilizado como combustible. De éstos son muchos combustibles de mala calidad con el contenido más bajo de metano (el 50 por ciento) y pueden contener tanto como 5 por ciento de compuestos de sílice base así como fluoruros, los cloruros, el cobre, el estaño, el hierro, sulfuro de hidrógeno y hasta el 50 por ciento de CO2. Los combustibles con el contenido bajo de energía, tienen una naturaleza corrosiva alta o abrasiva (debe ser prefiltrada a menos de 0.5 micrones) sino afectará el desempeño de motor (Linares, 2006).
3.11. UNIDAD DESHIDRATADORA DE GAS CON TRIETILENGLICOL.
Aldana (2002), define una planta deshidratadora de gas como un conjunto de equipos interconectados diseñados para remover el agua desde un gas y/o un líquido de tal forma de que el agua condensada no esté presente en el sistema, el proceso de deshidratación del gas natural es necesario para asegurar una operación eficiente en las líneas de transporte del gas natural y se puede realizar mediante el uso de un descante llamado trietilenglicol. La eliminación del vapor del agua en el gas previene la formación de hidratos, corrosión de las tuberías y mejora la eficiencia de las mismas, ya que reduce la acumulación de líquidos en las partes de las líneas, cumpliendo con las especificaciones del contenido de agua en el gas de venta (7 lbs de H2O/MMPCND)
3.11.1. FUNCIONAMIENTO DE UNA PLANTA DESHIDRATADORA DEL GAS NATURAL CON TRIETILENGLICOL.
Según Aldana (2002), el gas pasa a través de un filtro coalescente para dejar partículas sólidas o líquidos, como el que se ilustra en la Fig 2. Luego el gas húmedo libre de agua líquida entra por la parte inferior de la torre contactora y fluye en sentido contrario al glicol, el contacto del gas con glicol ocurre en platos o empaques dentro de la torre. Finalmente el gas
deshidratado deja la parte superior del absorbedor pasando por un intercambiador gas-glicol.
El glicol pobre entra en el plato tope o empaque y fluye hacia abajo absorbiendo el agua del gas y quedando rico en agua. Es conveniente usar la palabra “rico” para describir la parte inferior de la torre y “pobre” para la parte superior. En la parte inferior tanto el gas como el glicol son ricos en agua y en la parte superior ambos son pobres. El glicol rico deja la parte inferior de la torre y fluye al condensador de reflujo (reflux condenser) en el tope de la columna destiladora (still tower). El glicol rico entra al tanque de destilación o flasheo (flash tank) donde los componentes más volátiles (solubles en el glicol) son evaporados. La típica presión del tanque de flasheo es de 30 a 100 psig. Después del tanque de flasheo el glicol fluye a través de los filtros y del intercambiador glicol-glicol (pobre - rico) donde intercambia calor con el glicol pobre caliente. El glicol rico entra a la columna destiladora donde el agua es removida por destilación (Aldana, 2002).
La columna destiladora y el recalentador (reboiler) son llamados regenerador o reconcentrador (regenerador) y es donde la concentración de glicol es incrementada a los requerimientos del glicol pobre. La unidad de regeneración es diseñada para operara a presión atmosférica. La descomposición inicial del glicol se da a las siguientes temperaturas. Luego de regenerado el glicol pasa a través de los intercambiadores glicol-glicol y luego es bombeado de nuevo a la torre (Aldana, 2002).
Fig 1. Filtro Coalescente. Fuente: Aldana (2002)
3.11.2. VARIABLES DE OPERACIÓN QUE PUEDEN AFECTAR LA EFICIENCIA DE UN DESHIDRATADOR DE GLICOL
Temperatura: la eficiencia de la planta es especialmente sensible a la temperatura del gas de entrada. A una presión constante, el contenido de agua del gas de entrada se incrementa a medida que la temperatura aumenta. Por ejemplo, a 1000 psi, un gas a 80°F soporta aproximadamente 34 libras de agua por MMPCD, mientras que un gas a 120°F sostendrá alrededor de 106 libras de agua por MMPCD. A temperaturas más altas, el glicol tendrá que remover aproximadamente tres veces más agua para cumplir con las especificaciones de la tubería. Las pérdidas por vaporización de glicol serán también mayores a la temperatura más altas (Aldana, 2002).
Presión: a temperatura constante, el contenido de agua del gas de entrada aumenta a medida que la presión baja. Sin embargo, en el rango
normal de operación, la presión de la planta de glicol no es un factor crítico (Aldana, 2002).
La temperatura del glicol pobre: la temperatura del glicol pobre que entra a la torre de absorción tiene un efecto significante sobre la depresión del punto de rocío y se debe mantener a un mínimo para alcanzar una operación eficiente. Sin embargo, se debe mantener, por lo menos, 10°F (18
°C) por encima de la temperatura del gas de entrada para prevenir la condensación de hidrocarburos en la torre de absorción y la formación subsiguiente de espuma. Las mayores pérdidas de glicol y gas de succión húmedo por lo general ocurren cuando la temperatura del glicol pobre alcanza valores demasiado elevados (Aldana, 2002).
La concentración del glicol: controlan la concentración de agua en el glicol. A una temperatura constante, la concentración de glicol aumenta con las temperaturas más altas del recalentador. El rango de temperatura en el recalentador debe ser entre 350°F y 400°F para el trietilenoglicol. La concentración máxima de glicol pobre obtenida en un recalentador convencional, sin regenerar el gas, es aproximadamente 98,8 %.
Añadiendo etapas o incrementando la tasa de circulación se incrementa la remoción de agua. Sin embargo la curva alcanza un valor asintótico alrededor de 0.94. Esta remoción de agua representa la condición de equilibrio de punto de rocío en el tope del contactor. Si se tiene un número infinito de etapas o una rata infinita de circulación, el porcentaje de remoción de agua seguirá siendo 94%. Altas tasas de circulación resultan en un
sistema de regeneración más grande, mayor consumo de energía y una mayor coabsorción de hidrocarburos aromáticos. Menores ratas requieren un contactor más grande y puede resutar en un pobre desempeño de las bandejas o empaques (Aldana, 2002).
3.11.3. EQUIPOS QUE INTEGRAN UNA UNIDAD DE DESHIDRATADORA CON TRIETILENGLICOL:
Torre contactara: este recipiente contiene bandejas de válvulas o casquetes de burbujeo para proveer un buen contacto gas –líquido ilustrada en las Fig. 3 y 4. La limpieza es muy importante para prevenir los puntos de rocío altos del gas de venta causado por la formación de espumas y/o el contacto pobre gas-líquido. El taponamiento o empaque de las bandejas pueden aumentar también las pérdidas de glicol (Aldana, 2002).
Durante un arranque de la unida, la presión en la torre de absorción se debe traer lentamente hasta el rango de operación y entonces se debe circular el glicol para obtener un nivel de líquido en todas las bandejas. A continuación, se debe aumentar lentamente la tasa de gas a ser absorbido, hasta que se alcance el nivel de operación (Aldana, 2002).
Fig 2. Torre contactora de campana o platos. Fuente: Aldana (2002)
Si el gas entra en la torre de absorción antes de que las bandejas estén selladas con líquido, puede pasar a través de los tubos de descenso y las capas de burbujas. Cuando existe esta condición y se bombea el glicol hacia la torre de absorción, los líquidos tienen área de la sección transversal interna de la torre de absorción dará el volumen de glicol bombeado. En los sistemas más grandes se pueden usar un medidor de flujo de glicol (Aldana, 2002).
Tanque de destilación (flash tank): cuando el volumen de gas disuelto en el glicol es lo suficiente para justificar su recuperación a fin de ser utilizado como gas combustible, la planta incluye un tanque de destilación instantánea. El gas disuelto en el glicol se vaporiza de (35 a 75 psig) y por consiguiente el gas sale por la parte superior del tanque y entra en la tubería que contiene el combustible. Un control de presión regula la línea de gas, éste regulador abre y cierra en forma que la presión dentro del tanque de destilación se mantenga constante (Aldana, 2002).
El glicol enriquecido que entra al tanque se acumula en el fondo del mismo y luego para el reconcentrador de glicol (ver Fig. 5). Un control de nivel activa una válvula que gobierna el flujo de glicol enriquecido que sale del tanque. En algunas plantas el chorro de gas húmedo que entra en la unidad contiene una cierta cantidad de hidrocarburos líquidos. El líquido debe Fig 3. Platos de una torre deshidratadora de gas. Fuente: Aldana (2002)
quedar en el fondo del contactor pero si una parte sube y tiene contacto con el glicol este se va junto con el glicol enriquecido, en el tanque de destilación flota sobre el glicol y se puede remover en una bandeja que se encuentra en el medio del recipiente con un control de nivel (Aldana, 2002).
Fig. 4. Tanque de Destilación (Flash Tank).Fuente: Aldana (2002)
Skid o patín de regeneración de glicol: en el reconcentrador o regenerador se destila el agua que absorbe el glicol. El reconcentrador está compuesto de despojadora, recalentador, intercambiador, tanque igualador y bomba, tal como se muestra en la Fig. 6. El glicol enriquecido que sale del tanque de destilación pasa por un serpentín o Still Tower encima de la despojadora. Este serpentín es un Intercambiador con glicol frío en el interior y vapor de agua en el exterior. Parte del vapor se condensa al pasar por el
serpentín; el agua así producida se acumula en la parte superior de la despojadora y sirve de reflujo.
El glicol enriquecido sale del serpentín y pasa a un filtro en donde se remueve todo el material foráneo. El glicol que circula en la planta no es corrosivo, pero puede volverse moderadamente corrosivo si el chorro de gas húmedo contiene oxígeno, ácido sulfhídrico o gas carbónico (Aldana, 2002).
Fig 5. Still Tower. Fuente: Aldana (2002)
Algunos de los productos de la corrosión así como la arena y la mugre presentes en el gas se incorporan al glicol pudiendo producir espuma en el
contactor o en la despojadora. La formación de esta espuma debe evitarse filtrando adecuadamente el material extraño que pueda haber en el glicol Por consiguiente, es necesario que el filtro esté funcionando correctamente durante todo el tiempo de la operación como el que se ilustra en la Fig. 7 (Aldana, 2002).
Generalmente el filtro es del tipo que tienen elementos cilíndricos los cuales deben reemplazarse tan pronto se saturan en partículas sólidas. El glicol que pasa por un filtro nuevo normalmente tiene una caída de presión de 3 a 6 psig, esta caída de presión se mide a través de un indicador. Los elementos filtrantes deben reemplazarse cuando la caída sea de 15 a 20 psig. Si los elementos no se reemplazan a tiempo, eventualmente se taponarán impidiendo el flujo de glicol, o se derrumban dentro del filtro permitiendo el paso de partículas sólidas (Aldana, 2002).
Fig 6. Filtro de tela. Fuente: Aldana (2002)
