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INDICE

Resumen---------------------------------------------------------------------------------------------------------8

Objetivos---------------------------------------------------------------------------------------------------------9

CAPITULOI-----------------------------------------------------------------------------------------------------10

1.1Antecedenteshistóricos-------------------------------------------------------------------------------11

1.2Lanaturalezadelgasysuorigen--------------------------------------------------------------------11

1.3Lasreservasdegasenelmundo--------------------------------------------------------------------12

1.4Laprospecciónylaextracción-----------------------------------------------------------------------13

1.5Transporteyalmacenamiento-----------------------------------------------------------------------14

1.6Ladistribuciónhastaelusuario----------------------------------------------------------------------15

1.7Aplicacionesdelgasnatural--------------------------------------------------------------------------161.7.1 Los usos por sectores------------------------------------------------------------------------------------161.7.2 En el hogar-------------------------------------------------------------------------------------------------161.7.3 En el comercio y la industria--------------------------------------------------------------------------16

1.8Lasnuevastecnologías--------------------------------------------------------------------------------17

1.9Laproduccióndeenergíaeléctrica-----------------------------------------------------------------17

CAPITULOII----------------------------------------------------------------------------------------------------19

Definicióndelgasnatural----------------------------------------------------------------------------------20

2.1Composicióndelgasnatural-------------------------------------------------------------------------21

2.2Comportamientodefases----------------------------------------------------------------------------22

2.3Propiedadesdeunamezclagaseosa---------------------------------------------------------------25

2.4Composición----------------------------------------------------------------------------------------------252.4.1 Masa molar aparente------------------------------------------------------------------------------------26

2.5Comportamientodelosgasesreales--------------------------------------------------------------27

2.6Ecuacióndeestadoparaungasreal---------------------------------------------------------------27

2.7Elprincipiodelosestadoscorrespondientes----------------------------------------------------29

2.8Factoresdecompresibilidadparagasesnaturalesdebajamasamolar-------------------34

CAPITULOIII---------------------------------------------------------------------------------------------------39

3.1Deshidratacióndegasnatural-----------------------------------------------------------------------403.1.1 Objetivo de la deshidratación del gas natural------------------------------------------------------40

3.2Métodosparadeshidratargasnatural-------------------------------------------------------------41

3.3Contenidodeaguanaturalenelgas---------------------------------------------------------------41

3.4Problemasporlaexistenciadeaguaenelgas--------------------------------------------------423.4.1Formación de ácidos--------------------------------------------------------------------------------------42

4

3.4.2 Peligro de explosión------------------------------------------------------------------------------------423.4.3 Obstrucción en la tubería-------------------------------------------------------------------------------43

3.5¿Quésonloshidratosdegasnaturalyporquésonunproblema?------------------------43

3.6Glicolesutilizadosenladeshidratacióndelgasnatural---------------------------------------43

Factoresinfluyentesenlaseleccióndelglicol--------------------------------------------------------44

3.7Contaminantesencircuitosdeglicol---------------------------------------------------------------45

3.8Pureza(contenidodeglicol)--------------------------------------------------------------------------45

3.9Degradacióndelglicol---------------------------------------------------------------------------------45

3.10Contenidodesales------------------------------------------------------------------------------------463.10.1 Contenido de sólidos-----------------------------------------------------------------------------------463.10.2 Contenido de hierro------------------------------------------------------------------------------------463.11 Formación de espumas-----------------------------------------------------------------------------------46

CAPITULOIV---------------------------------------------------------------------------------------------------47

4.1Deshidratacióndelgasnaturalconglicol---------------------------------------------------------48

4.2Aplicacionesdegasnatural---------------------------------------------------------------------------48

4.3Procesamientodegasnatural-----------------------------------------------------------------------49

4.4Basedelproyecto---------------------------------------------------------------------------------------514.4.1 Condiciones y capacidad de alimentación----------------------------------------------------------514.4.2 Especificaciones del producto-------------------------------------------------------------------------514.4.3 Supuestos---------------------------------------------------------------------------------------------------52

CAPITULOV----------------------------------------------------------------------------------------------------53

5.Descripcióndelproceso---------------------------------------------------------------------------------54

5.1Deshidratacióndelgasnaturalporabsorción---------------------------------------------------545.1.1 Optimización del proceso de absorción-------------------------------------------------------------57

5.2Deshidratacióndelgasnaturalporenfriamiento-----------------------------------------------585.2.1 Optimización del proceso de refrigeración---------------------------------------------------------595.2.2 Ciclo de refrigeración-----------------------------------------------------------------------------------61

CAPITULOVI---------------------------------------------------------------------------------------------------63

6.Balancesdemasayenergía----------------------------------------------------------------------------64

6.1.Casodeestudio1:Procesodeabsorción---------------------------------------------------------64

6.2Casodeestudio2:Procesodeenfriamiento-----------------------------------------------------64

CAPITULOVII--------------------------------------------------------------------------------------------------66

7.Equipo-------------------------------------------------------------------------------------------------------67

7.1Depósitosdeevaporación----------------------------------------------------------------------------67

7.2Columnasdeabsorciónyextracción---------------------------------------------------------------67

7.2Intercambiadoresdecalor----------------------------------------------------------------------------68

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7.2.1 Integración del calor-------------------------------------------------------------------------------------69

7.3Compresores---------------------------------------------------------------------------------------------69

CAPITULOVIII-------------------------------------------------------------------------------------------------71

Estimacióneconómica--------------------------------------------------------------------------------------72

8.1Inversióndecapitalfijo--------------------------------------------------------------------------------72

8.2Capitaldetrabajo---------------------------------------------------------------------------------------75

8.3Costosdefabricación----------------------------------------------------------------------------------758.3.1 Costos directos de fabricación-------------------------------------------------------------------------778.3.2 Costos fijos de fabricación-----------------------------------------------------------------------------788.3.3 Costos generales de fabricación-----------------------------------------------------------------------798.3.4 Costos totales de fabricación--------------------------------------------------------------------------79

8.4Ingresos----------------------------------------------------------------------------------------------------81

8.5Análisisdesensibilidad--------------------------------------------------------------------------------81

8.6.Discusión-------------------------------------------------------------------------------------------------82

CAPITULOIX---------------------------------------------------------------------------------------------------83

Comparacióndeplantasdedeshidrataciónconvencionalconglicolydemembranainnovadora.----------------------------------------------------------------------------------------------------84

9.2Descripcióndelaplanta-------------------------------------------------------------------------------84

9.3Hipótesisdefondoparalacomparación---------------------------------------------------------86

9.4ComparaciónCAPEXentreTEGyplantasdemembrana--------------------------------------87

9.5ComparacióndeOPEXentreTEGyplantasdemembrana----------------------------------89

9.6.EvaluacióneconómicadelasalternativasatravésdelmétodoNPV(ValorPresenteNeto)------------------------------------------------------------------------------------------------------------91

Conclusiones--------------------------------------------------------------------------------------------------93

REFERENCIAS--------------------------------------------------------------------------------------------------94

ReferenciasdeInternet------------------------------------------------------------------------------------96

ApéndiceA----------------------------------------------------------------------------------------------------97

ApéndiceB----------------------------------------------------------------------------------------------------101

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INDICE DE TABLAS Y FIGURAS Tabla 1..3.1. Formación del gas natural en la tierra .............................................................. 13 Fig. 1.4.1. Tipo de torres de perforación de los pozos .......................................................... 14 Fig. 1.9.1. Sistema de generación de electricidad mediante centrales de ciclo combinado a

gas natural ..................................................................................................................... 18 Tabla 2.1.1. Composición típica del gas natural ................................................................... 21 Tabla 2.1.2: Propiedades del gas natural .............................................................................. 21 Fig. 2.1.1. Estructuras de moléculas de algunos hidrocarburos presentes en el gas natural . 22 Fig. 2.2.1 Diagrama de fases presión-temperatura de un fluido en un reservorio ............... 23 Fig. 2.2.2 Diagramas de fases de una capa de gas y de una zona de petróleo fluyendo. (a)

capa de gas retrógrada, (b) capa de gas no retrógrada .................................................. 24 Fig.2.7.1. Isotermas del factor de compresibilidad del nitrógeno frente a la presión. ......... 30 Fig. 2.7.2 Correlación de datos experimentales en un diagrama de z generalizado. [8] ....... 31 Fig.2.7.4 Diagrama generalizado de compresibilidad, intervalo de presiones bajas. ........... 33 Fig.2.7.5 Diagrama generalizado de compresibilidad, intervalo de presiones altas. ........... 34 Fig.2.8.1 Factor de compresibilidad de gases naturales de baja masa molar ....................... 35 Fig. 2.8.2 Factor de compresibilidad de gases naturales de baja masa molar ....................... 36 Fig. 2.8.3 Factor de compresibilidad de gases naturales de baja masa molar ....................... 37 Tabla 3.6.1. Propiedades de los glicoles ............................................................................... 44 Figura 4.2.1: Desarrollo de la producción de petróleo crudo, condensado, gas natural

licuado en el período comprendido entre 1990 y 2010 (i4) .......................................... 49 Figura 4.3.1: Diagrama simplificado de planta de gas natural líquido (i5) .......................... 49 Tabla 4.4.1.1: Fracciones molares para la corriente de entrada. ........................................... 51 Figura 5.1.1: Proceso de deshidratación del gas natural por absorción. .............................. 55 Figura 5.1.1.1: Flujo molar en la corriente de reciclado trazado contra el contenido de agua

en el gas procesado. ...................................................................................................... 57 Figura 5.2.1: Proceso de deshidratación del gas natural por enfriamiento. .......................... 58 Figura 5.2.1.1: Coste de los intercambiadores de calor c-e-100 y c-e-101, costo del

compresor c-k-100 y costos de operación del compresor durante 10 años, en relación con el flujo molar de propano en el ciclo de refrigeración ........................................... 60

Figura 5.2.1.2: Flujo molar en la corriente de reciclado en función del contenido de agua en el gas procesado ............................................................................................................ 61

Tabla 6.1.1.1: Balance de masa total para el proceso de absorción ...................................... 64 Tabla 6.1.2.1: El calor fluye dentro y fuera del proceso de absorción. ................................ 64 Tabla 6.2.1.1: Balance de masa total para el proceso de enfriamiento. ................................ 65 Tabla 6.2.2.1 El calor fluye dentro y fuera del proceso de enfriamiento. ............................ 65 Tabla 7.1.1 Diámetros y alturas de los recipientes. .............................................................. 67 Tabla 7.2.1: Diámetros y alturas de los decapantes y los absorbedores. .............................. 68 Tabla 7.2.1: Valores para los coeficientes generales de transferencia de calor y el área

calculada de los intercambiadores de calor para los dos procesos. ............................... 69 Figura 7.3.4.1: Rangos de trabajo para compresores alternativos y centrífugos.[r5] ........ 70 Figura 8.1.2: Distribución de los costos de material, para el proceso de deshidratación por

absorción. ...................................................................................................................... 74 Figura 8.1.1: Distribución de los costos de material, para el proceso de deshidratación por

enfriamiento. ................................................................................................................. 74 Tabla 8.1.1: Costo raíz para ambos procesos ........................................................................ 75 Tabla 8.2.1: Capital de trabajo para ambas plantas .............................................................. 75

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Tabla 8.3.1: Costo de fabricación para ambos procesos ....................................................... 76 Tabla 8.3.1.1: Costes de servicios públicos. ......................................................................... 78 Tabla 8.3.1.2: Ecuaciones para calcular el costo directo de fabricación. ............................. 78 Cuadro 8.3.3.1: Ecuaciones para calcular los costes generales de fabricación. .................... 79 Tabla 8.3.4.1: Resumen de los costes totales de fabricación. ............................................... 79 Figura 8.3.4.1: Distribución de los costes directos, fijos y generales de fabricación para el

proceso de absorción. .................................................................................................... 80 Tabla 8.5.1: Sensibilidad para los precios de la electricidad. ............................................... 81 Tabla 8.5.2. Resultados del análisis de sensibilidad de los precios TEG ............................. 81 Fig. 9.2.1. Prism® estabilidad de la membrana .................................................................... 85 Fig. 9.2.2. Prism®permeabilidad de la membrana ............................................................... 85 Fig. 9.2.3. Layout de la planta de membrana ........................................................................ 85 Tabla 9.3.1 Esquemas de referencia de plantas teg .............................................................. 86 Fig. 9.4.1 CAPEX directo. .................................................................................................... 87 Tabla 9.4.1 . Coeficientes de costo de la plataforma ............................................................ 88 Fig. 9.4.2 Costo de la plataforma asignado ......................................................................... 88 Fig. 9.4.3. CAPEX ................................................................................................................. 89 Fig. 9.4.4. Costo de artículos CAPEX .................................................................................. 89 Fig. 9.5.1. Gastos de mano de obra, mantenimiento corriente y agentes químicos. ............. 90 Tabla 9.5.1. Cálculo de la mano de obra, los agentes químicos y el mantenimiento rutinario

....................................................................................................................................... 90 Fig. 9.5.2. Costo energético .................................................................................................. 91 Fig. 9.6.1. Valor presente neto (nvp), alternativa de membrana 1 ........................................ 92 Fig. 9.6.2. Valor presente neto (npv), alternativa de membrana 2 ........................................ 92 Fig. 9.6.3. Valor presente neto (npv), alternativa de membrana 3 ........................................ 93 Figura a.1: Diagrama de flujo unisim para el proceso de absorción ..................................... 97 Tabla a.1: Propiedades de las corrientes de alimentación, flujos de producto, corrientes de

residuos y corrientes de reciclado para el proceso de absorción. ................................. 98 Figura a.2: Hoja de flujo unisim para el proceso de enfriamiento. ....................................... 99 Tabla a.3: Propiedades de las corrientes de alimentación, flujos de producto, corrientes de

residuos y corrientes de reciclado para el proceso de enfriamiento. ........................... 100 Figura b.1: Diagrama de presión de entalpía para el propano. ........................................... 101

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Resumen El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos e impurezas. Los gases hidrocarburos que normalmente se encuentran en el gas natural son metano, etano, propano, butanos, pentanos y pequeñas cantidades de hexanos, heptanos, octanos y de gases más pesados. Las impurezas encontradas en el gas natural incluyen dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, vapor de agua e hidrocarburos más pesados. La naturaleza del gas natural es tanto orgánica como inorgánica. El primero de estos dos grupos lo constituyen compuestos parafínicos, también denominados alcanos por la química orgánica. Este grupo de compuestos orgánicos aporta normalmente más del 90% en volumen en el análisis normal de una muestra de gas natural. El segundo grupo de componentes que forma el gas natural lo constituyen los componentes inorgánicos; estos aportan normalmente menos del 10% en volumen en una muestra de gas. Usualmente, el propano y las fracciones de hidrocarburos más pesados son removidos en procesos específicos por su alto valor en el mercado, como por ejemplo, el gas licuado de petróleo, la gasolina, el diésel y los derivados obtenidos en refinerías y en plantas químicas. Referido al flujo de gas en sistemas de transmisión para consumo del sector eléctrico, industrial, vehicular, comercial y residencial, en muchos casos es una mezcla de metano y etano con pequeños porcentajes de propano. En este capítulo, se hace una revisión de las propiedades físicas del gas natural, las cuales son importantes en las etapas de producción y transmisión. Las propiedades del gas natural pueden ser determinadas a partir de mediciones o pruebas en laboratorio o a partir de cálculos basados en los componentes del gas y de las leyes físicas a menudo referidas a reglas de mezclas, las cuales permiten relacionar las propiedades de los componentes puros con aquellas correspondientes a la mezcla.

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Objetivos Objetivo general: Describir los sistemas del procesamiento de gas natural, conocer las etapas de su proceso y abordar los puntos que son de particular importancia en este tema, dado que existen diversos temas relacionados con su procesamiento que aun en la actualidad representan un reto y siguen siendo temas de desarrollo. Objetivos particulares: Analizar los procesos de deshidratación de gas natural abordando, riesgos e influencia de la existencia de agua, las consecuencias y afectaciones en las propiedades físicas del mismo. Análisis y comparación de una planta convencional de deshidratación con trietilénglicol y una de nueva tecnologia de membranas innovadoras para apreciar el impacto económico de ambos procesos.

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CAPITULO I

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1.1 Antecedentes históricos Los humanos primitivos ya observaron como en la superficie de algunos pantanos se producían llamaradas cuando caía un relámpago. Se trataba de emanaciones de gas inflamadas que ellos adoraban atemorizados. Se sabe también que las civilizaciones griegas y romanas, y algunos pueblos de los actuales Japón y China, utilizaban el gas de forma muy rudimentaria, dado que todavía no conocían su naturaleza y no disponían de tecnología para utilizarlo de manera controlada. Los Estados Unidos fueron los pioneros en la explotación de los yacimientos de gas natural. Los habitantes de un pueblo denominado Canadaway, cercano a Nueva York, perforaron un pozo de unos nueve metros de profundidad para obtener el gas que emanaba de un yacimiento muy superficial y lo canalizaron a través de una red de distribución de madera y plomo hasta algunas casas, para utilizarlo en el alumbrado. Era el año 1821. Un siglo más tarde, los mismos Estados Unidos explotaron los yacimientos de gas, al margen de los de petróleo, ya que hasta entonces el gas se había quemado o reinyectado a los pozos para mantener la presión de extracción del petróleo, en vez de ser aprovechado comercialmente. De la misma manera, el primer gas que se utilizó no procedía del subsuelo, sino que era de origen manufacturado, ya que se obtenía de la destilación o carbonización de la hulla. Este gas favoreció el desarrollo de tecnologías capaces de aprovechar su contenido calorífico, y prepareó el camino a la posterior utilización del gas natural, que tiene las ventajas de no ser tóxico, ser limpio y poder aplicarse tal y como se encuentra en la naturaleza.

1.2 La naturaleza del gas y su origen El gas natural es un compuesto no tóxico, incoloro e inodoro, constituido por una mezcla de hidrocarburos en la que su principal componente es el metano (CH4), una molécula sencilla formada por 1 átomo de carbono y 4 átomos de hidrógeno. Su composición química, no obstante, varía sensiblemente según su procedencia, ya que acostumbra a ir asociada a otras moléculas o elementos como el ácido sulfhídrico (H2S), el anhídrido carbónico (CO2), el nitrógeno (N2) o el helio (He) que se extrae cuando el gas natural se destina a usos industriales y domésticos. El origen del gas natural, como el del petróleo, lo debemos buscar en los procesos de descomposición de la materia orgánica, que tuvieron lugar entre 240 y 70 millones de años atrás, durante la época en la que los grandes reptiles y los dinosaurios habitaban el planeta (Era del Mesozoico). Esta materia orgánica provenía de organismos planctónicos que se fueron acumulando en el fondo marino de plataformas costeras o en las cuencas poco profundas de estanques, y que fueron enterradas bajo sucesivas capas de tierra por la acción de los fenómenos naturales. El metano (CH4) es el principal componente del gas natural, aunque contiene también otros hidrocarburos ligeros como el etano (C2H6), el propano (C3H8), el butano (C4H10) o el

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pentano (C5H12) en mucha menor proporción. Habitualmente, se encuentra en una proporción del 85%, mezclado con un 10% de etano, un 3% de propano, un 0,1% de butano y un 0,7% de nitrógeno. Todos tienen un punto de ebullición muy bajo, de hasta - 158,9°C en el caso del metano. Mientras que a temperaturas ordinarias los hidrocarburos con 5-10 átomos de carbono son líquidos, estos hidrocarburos de menor peso molecular (menos de 5 carbonos) se presentan en forma de gas o vapor. Para extraer la energía contenida en los enlaces químicos C-H se debe producir el proceso de combustión. La combustión es una reacción de oxidación (exotérmica) de un cuerpo combustible (gas) con otro cuerpo oxidante (aire), denominado comburente. Esta transformación va acompañada de desprendimiento de calor, y el fenómeno acostumbra a ser perceptible por la presencia de una llama que constituye una fuente de luz y calor. Para que la combustión tenga lugar, es necesario que el combustible y el comburente estén en contacto y en las proporciones adecuadas, y que la temperatura de la mezcla sea superior a su temperatura de ignición. La densidad relativa del gas natural, tomando el aire como referencia, es de 0,6 a 0,66, es decir, es menos denso o pesado que el aire. Su poder calorífico, o cantidad de calor desprendida en la combustión completa por unidad de volumen, es de 6,6 a 12 te/m3. Así, sus compuestos fundamentales –grasas y proteínas– se descompusieron muy lentamente en ausencia de oxígeno por la actuación bacteriana. Los gases generados, por diferencia de presiones, ascendieron por las rocas porosas de la corteza terrestre hasta llegar a capas de terreno impermeable, bajo las que quedaron atrapados originando las grandes bolsas o yacimientos de los que hoy en día sacamos provecho los humanos. Este proceso es, salvando las distancias, parecido al que tiene lugar en los vertederos donde tiramos las basuras. La materia orgánica que proviene de los restos de fruta, verdura o carne, por ejemplo, cuando se descompone, produce un gas de características similares al gas natural, que debe ser evacuado del vertedero a la atmósfera, mediante una red de tubos de drenaje para evitar que las emanaciones puedan provocar alguna explosión, o bien almacenarse y aprovecharse como combustible: es el denominado biogás.

1.3 Las reservas de gas en el mundo Hay yacimientos de gas natural en todos los continentes del planeta. Los depósitos naturales más importantes hasta ahora descubiertos se encuentran en países como Estados Unidos y Canadá en América del Norte; Argentina, Venezuela y Trinidad y Tobago en América del Sur; Alemania, Dinamarca, Finlandia, Noruega, Italia, Holanda o Gran Bretaña en Europa; la Federación Rusa, Uzbekistán, Kazakstán y Turkmenistán; Argelia, Libia, Nigeria o Egipto en África; Arabia Saudí, Kuwait, Irak, Qatar, Emiratos Árabes o Irán en Oriente Medio; y Australia, India o China en Asia-Oceanía.

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En Europa, las reservas mundiales representan un 3,5% del total. Los tres grandes países productores son Gran Bretaña, Noruega y Holanda –este último con las reservas probadas más importantes de todo el continente–, buena parte de las cuales han sido encontradas en el Mar del Norte. Las primeras explotaciones fueron las de los yacimientos descubiertos en Austria, Italia y Francia. Si bien en el estado español la producción de gas natural no es demasiado importante, se han encontrado bolsas en diversos puntos de la Península como es el caso de las provincias de Álava y Sevilla, la costa vasca o el golfo de Cádiz. Así, prácticamente la totalidad del gas natural que se consume en nuestro país proviene del exterior, concretamente de Libia, Argelia y Abu Dhabi, entre otras.

Tabla 1..3.1. Formación del gas natural en la tierra

1.4 La prospección y la extracción No existe indicio alguno en la superficie de un suelo que revele la presencia de un yacimiento de gas natural o de petróleo bajo tierra. No obstante, el profundo conocimiento sobre la estructura del suelo que los geólogos y geofísicos han acumulado a lo largo de años de experiencia les permite desestimar rápidamente ciertos lugares y centrar sus estudios en aquellos que presentan unas determinadas características topográficas. Ahora bien, cuando se detecta la presencia de una bolsa de gas natural, hay que continuar la recopilación de datos para decidir si se explota o no el yacimiento: la profundidad en la que se encuentra, su volumen aproximado, las características de los estratos situados encima, etc. Mediante una sonda instalada en una estructura metálica en forma de torre se accede a la bolsa, se determina también su composición química y la presión del gas y, si definitivamente se considera que el yacimiento será rentable, el pozo se pone en explotación.

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Cuando el gas no está mezclado con petróleo, los trabajos de explotación se simplifican ya que el producto brota de forma natural y no es necesario elevarlo mecánicamente a la superficie. A veces, se puede haber acumulado agua en los pozos, de manera que hay que extraerlo con bombas para mantener una producción óptima. Los trabajos de exploración y extracción incluyen actividades que pueden resultar perturbadoras para la fauna y la flora. El impacto ambiental de estos trabajos, no obstante, está limitado temporalmente ya que se adoptan medidas de prevención y corrección que restituyen el entorno a su estado natural. Cuando un yacimiento de gas natural se da por agotado, se procede al desmantelamiento de las plataformas, a su retirada y al sellado del pozo, o son empleados como almacenamientos naturales de gas.

Fig. 1.4.1. Tipo de torres de perforación de los pozos

1.5 Transporte y almacenamiento El gas natural, una vez extraído del subsuelo, es transportado a aquellos lugares donde se aprovecha su potencial calorífico, y que a menudo se encuentran a miles de kilómetros de distancia. El transporte se realiza a través de gasoductos terrestres y marinos de centenares de kilómetros de longitud, cuando el yacimiento y el lugar de destino están conectados mediante esta red de conductos, o de grandes barcos metaneros que lo transportan, en forma líquida, en el caso de que no haya conducciones que comuniquen ambos puntos. Cuando el gas circula por los gasoductos lo hace a una presión muy elevada –entre 36 y 70 atmósferas, y es impulsado cada centenar de kilómetros por medio de estaciones que lo comprimen y lo reenvían a la tubería. Las tuberías son de acero y tienen un diámetro de más de 1 metro. Las soldaduras que unen las tuberías se someten a un control riguroso, mediante radiografías de las piezas, para evitar que pueda haber fugas de gas y peligro de explosión. Estas tuberías, cuando tienen que ser enterradas o tienen que atravesar cursos de agua, se protegen con recubrimientos especiales e, incluso, con protección eléctrica para evitar la corrosión química, electroquímica, biológica y el riesgo ambiental y para las personas que puede comportar la emisión de metano a la atmósfera. En las zonas pobladas, los

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reconocimientos aéreos y los recorridos sobre los trazos son fundamentales para impedir que las actividades agrícolas o urbanísticas amenacen la integridad física de los conductos. En el caso de los barcos metaneros llamados también criogénicos, porque están adaptados para transportar productos a temperaturas muy bajas, el gas se licua a una temperatura de unos 160 grados bajo cero para reducir su volumen del orden de unas 600 veces, cosa que facilita mucho el transporte. El tráfico marítimo de gas natural en el mundo lo hacen más de 70 barcos, algunos de los cuales tienen una capacidad de hasta 136.000 m3, aunque se están proyectando barcos más grandes todavía. Una vez que los barcos metaneros llegan a puerto, el gas líquido es almacenado en depósitos grandes donde permanece a la espera de ser regasificado e introducido en las redes de distribución, cuando el incremento de la demanda así lo exija. En algunos casos, el gas es almacenado en estado gaseoso en formaciones geológicas similares a los yacimientos naturales inyectándolo en capas de terreno acuífero en las que el gas queda atrapado ocupando el lugar del agua, en minas de sal, o en antiguos yacimientos de gas natural. Este procedimiento permite ir utilizando en invierno el gas almacenado durante el verano, época en la que el consumo es menor. En los núcleos de población que no están conectados a la red de gasoductos ni les llegan los barcos metaneros, se construyen plantas satélite que reciben el gas mediante camiones cisterna, lo almacenan y lo inyectan a la red de distribución local.

1.6 La distribución hasta el usuario Una vez que el gas ha sido regasificado, o bien ha finalizado su recorrido a través de la red principal de gasoductos, es inyectado o derivado a las redes de distribución locales, para que llegue hasta los puntos donde se aprovechará su energía calorífica. La red de distribución consiste en un conjunto de tuberías interconectadas por donde el gas circula a presión. No todas las conducciones tienen el mismo diámetro, sino que, a medida que se acercan al usuario, éste se hace más pequeño. Entonces, a medida que el gas cambia de una tubería principal a una secundaria, la presión a la que avanza se reduce, a fin de adaptarse a las características de la nueva conducción, proceso que realizan las cámaras de regulación, un conjunto de aparatos filtros, reguladores, contadores, manómetros instalados en la superficie o en cámaras subterráneas. El suministro de gas natural al usuario se puede hacer a baja, media o alta presión. En los dos últimos casos, que se emplea para aplicaciones industriales, es necesario instalar una estación de regulación que tiene por objeto medir el gas consumido y adecuar la presión a las necesidades de los diferentes equipos de combustión. En el caso de las viviendas, el gas natural llega a baja presión, razón por la que no hay que instalar ningún equipo de regulación, sólo el contador. La cadena energética del gas natural se cierra, finalmente, con su utilización por parte del usuario. De esta manera, después de un viaje de miles de kilómetros de tuberías, el gas llega finalmente a su punto de destino, sin haber experimentado prácticamente alteraciones químicas. Es el final de un recorrido que comenzó en el momento en que fue extraído de su confinamiento milenario.

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1.7 Aplicaciones del gas natural El gas fue utilizado inicialmente para el alumbrado, pero rápidamente se transformó también en una fuente de calor, a causa de su facilidad de manipulación y del desarrollo de las nuevas tecnologías. Actualmente, todos los sectores de la sociedad recurren al gas natural para usos diversos, gracias a una diversidad de aparatos y máquinas que lo convierten en luz, calor, frío e, incluso electricidad. 1.7.1 Los usos por sectores La utilización del gas natural, como sucede con cualquier otra fuente de energía, viene determinada por la capacidad humana de ingeniar máquinas y útiles que aprovechen su potencial energético. Actualmente, todos los sectores de la actividad humana sacan provecho el doméstico, el comercial o el industrial, dado que su versatilidad y comodidad de uso ha favorecido el desarrollo de un amplio abanico de tecnologías adaptadas a cada uso. 1.7.2 En el hogar A nivel doméstico, el gas natural se puede utilizar tanto para cocinar, lavar y secar, como para obtener agua caliente, calefacción o climatización en verano. Los aparatos que funcionan con gas natural se conocen con el nombre de gasodomésticos, para diferenciarlos de los que funcionan con electricidad o electrodomésticos. La cocina, el horno, la lavadora, el lava vajillas, la nevera, o la secadora de ropa, son algunos ejemplos. Incluso hay barbacoas que tienen el gas como combustible y que no producen cenizas ni otros residuos sólidos, a diferencia de lo que pasa con las de leña. El gas natural también permite calentar los hogares mediante las calderas de calefacción, las cuales se conectan a una red de radiadores situados en puntos estratégicos de la vivienda. Estas calderas se denominan mixtas, porque producen calor y agua caliente a la vez, y pueden ser individuales –cuando dan servicio a una sola vivienda– o colectivas –cuando lo hacen para todo un edificio o urbanización. 1.7.3 En el comercio y la industria El gas natural se puede usar en cualquier proceso de generación de calor o frío, tanto en aplicaciones comerciales, como en aplicaciones industriales. Se entiende por uso comercial el consumo doméstico referido a espacios colectivos como hospitales, escuelas u hoteles, el consumo del pequeño comercio, como el de los hornos de pan, o el consumo de otro tipo de servicio, como las lavanderías, las piscinas climatizadas, las pistas de patinaje, etc. En la industria, la ausencia de impurezas de cenizas o azufre y el elevado poder calorífico del gas natural hace que saquen provecho numerosos sectores. Así, se ha convertido en prácticamente imprescindible en sectores como el de la cerámica, el vidrio, la porcelana, la metalurgia, el alimentario, el textil o el del papel. En la industria química, el gas natural juega

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un doble papel ya que, además de servir de fuente de calor, es una materia primaria para la obtención de diversos productos como el metano, que constituye el producto base en la producción de hidrógeno, metanol, amoníaco o acetileno. Tanto en el sector doméstico y de servicios, como en el industrial se están introduciendo una nueva generación de equipos de alto rendimiento que aumentan su rendimiento energético global hasta un 90%. La caldera de condensación es un ejemplo. Esta caldera permite recuperar el calor latente de condensación del vapor de agua, presente en los gases de combustión que no se aprovecha en los sistemas convencionales de calefacción a gas, de manera que el consumo de energía se reduce hasta un 40%. Combinando la tecnología de condensación con quemadores de baja emisión de NOX, se consigue reducir el nivel de emisiones contaminantes en los procesos de combustión industrial.

1.8 Las nuevas tecnologías Las políticas de ahorro y racionalización del consumo de energía de los estados, y la voluntad internacional de reducir la contaminación atmosférica, está favoreciendo la búsqueda de nuevas tecnologías que permitan un uso más intensivo del gas. Algunas de las líneas en que están trabajando las empresas gasistas se centran en la optimización de los procesos de obtención de energía eléctrica, en el desarrollo de nuevos equipos de climatización, y en el aprovechamiento del gas como carburante en el sector del transporte.

1.9 La producción de energía eléctrica El gas natural ha sido un combustible atractivo para la obtención de electricidad, ya que tiene un mejor rendimiento energético y un menor impacto ambiental que otros combustibles fósiles. El desarrollo y mejora de las turbinas de gas permite conseguir ahorros de hasta un 40%. Hay tres sistemas de producción de energía eléctrica que tienen el gas natural como combustible:

• Las centrales térmicas convencionales, que generan electricidad mediante un sistema caldera-turbina de vapor con un rendimiento global de un 33%.

• Las centrales de cogeneración termoeléctrica, en las que se obtiene calor y electricidad aprovechando el calor residual de los motores y las turbinas. El calor producido sirve para generar calefacción y aire acondicionado o para calentar agua sanitaria, y la electricidad se utiliza o se envía a la red eléctrica general. Su rendimiento eléctrico depende de la tecnología utilizada, pero puede oscilar entre el 30 y el 40%, mientras que el rendimiento térmico está alrededor del 55%.

• Las centrales de ciclo combinado (CCGT), que combinan una turbina de gas y una turbina de vapor, y tienen un rendimiento global de un 57% respecto a la energía primaria.

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Fig. 1.9.1. Sistema de generación de electricidad mediante centrales de ciclo combinado a gas natural

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CAPITULO II

20

Definición del gas natural El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos e impurezas. Los gases hidrocarburos que normalmente se encuentran en el gas natural son metano, etano, propano, butanos, pentanos y pequeñas cantidades de hexanos, heptanos, octanos y de gases más pesados. Las impurezas encontradas en el gas natural incluyen dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, vapor de agua e hidrocarburos más pesados. La naturaleza del gas natural es tanto orgánica como inorgánica. El primero de estos dos grupos lo constituyen compuestos parafínicos, también denominados alcanos por la química orgánica. Este grupo de compuestos orgánicos aporta normalmente más del 90% en volumen en el análisis normal de una muestra de gas natural. El segundo grupo de componentes que forma el gas natural lo constituyen los componentes inorgánicos; estos aportan normalmente menos del 10% en volumen en una muestra de gas. Usualmente, el propano y las fracciones de hidrocarburos más pesados son removidos en procesos específicos por su alto valor en el mercado, como por ejemplo, el gas licuado de petróleo, la gasolina, el diésel y los derivados obtenidos en refinerías y en plantas químicas. Referido al flujo de gas en sistemas de transmisión para consumo del sector eléctrico, industrial, vehicular, comercial y residencial, en muchos casos es una mezcla de metano y etano con pequeños porcentajes de propano. En este capítulo, se hace una revisión de las propiedades físicas del gas natural, las cuales son importantes en las etapas de producción y transmisión. Las propiedades del gas natural pueden ser determinadas a partir de mediciones o pruebas en laboratorio o a partir de cálculos basados en los componentes del gas y de las leyes físicas a menudo referidas a reglas de mezclas, las cuales permiten relacionar las propiedades de los componentes puros con aquellas correspondientes a la mezcla.

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2.1 Composición del gas natural El metano es el principal constituyente del gas natural. Los hidrocarburos parafínicos tales como etano, propano y butano son otros. A menudo el gas natural también contiene dióxido de carbono, nitrógeno y sulfuro de hidrógeno. Pequeñas cantidades de compuestos como argón, hidrógeno, helio, así como C5 + Hidrocarburos y aromáticos. Se muestra la composición típica del gas natural.

Tabla 2.1.1. Composición típica del gas natural

El gas natural no tiene color ni olor y es más ligero que el aire. En la Tabla 2.1.2 se enumeran algunas propiedades del gas natural.

Tabla 2.1.2: Propiedades del gas natural

El gas natural es normalmente considerado como una mezcla de gases de hidrocarburos pertenecientes a la familia parafínica. Sin embargo, pueden existir elementos pertenecientes a las familias de hidrocarburos cíclicos y aromáticos. La Figura 2.1.1. muestra algunas de estas familias presentes en el gas natural.

Nombre Volumen(%)Metano >85Propano 3--8Butano 1--2DioxidodeCarbono <1Sulfurodehidrógeno <1Nitrogeno 1--5Helio <0.5

Propiedades ValorMasaMolarRelativa 17--20ContenidodeCarbon 73.3ContenidodeHidrogeno 23.9ContenidodeOxigeno 0.4DensidadRelativa,15C 0.72--0.81PuntodeEbullición -162

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Fig. 2.1.1. Estructuras de moléculas de algunos hidrocarburos presentes en el gas natural

2.2 Comportamiento de fases Los reservorios de gas han sido caracterizados de muchas maneras, pero la más común es sobre la base de la relación gas-petróleo o gas-oil ratio (GOR) en superficie de producción. Usando este método, cualquier pozo (o campo) que produce un GOR mayor a 100000 scf/STB (standard cubic feet per stock tank barrel o pies cúbicos de gas por barril de petróleo a condiciones estándar) es considerado un pozo de gas, una producción con un GOR de 5000 a 100000 scf/STB representa un pozo de gas condensado y una producción con un GOR de 0 a 5000 scf/STB es considerado un pozo de petróleo. En el campo pueden encontrarse pozos con similar relación gas-petróleo, los cuales tienen diferentes composiciones, existiendo amplios rangos de presiones y temperaturas a nivel de reservorio y produciendo con diferentes métodos artificiales o naturales. Los reservorios convencionales de gas son definidos sobre la base de su presión y de su temperatura inicial en el reservorio, representados sobre una envolvente o diagrama de fases (P-T) , tal como se muestra en la Figura 2.2.1. En los diagramas de fases o envolventes (P-T) se muestran los efectos de la presión y la temperatura en el estado físico de un sistema de hidrocarburos. Sin embargo, cada corriente de gas con una determinada composición puede tener diferente diagrama de fases, pero la configuración es similar.

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En la Figura 2.2.1, el área encerrada por la línea de los puntos de burbuja o bubble point (BP) A-S-C y la línea de los puntos de rocío o dew point (DP) C-DT-B a la izquierda debajo, es la región en el cual para una determinada combinación de presión y temperatura, ambas fases coexisten en equilibrio. Las curvas dentro de la región de dos fases muestran los porcentajes de gas-líquido para cualquier temperatura y presión. La línea A-S-C-T-B separa la región de dos fases de las regiones de una fase. La línea de los puntos de burbuja A-S-C separa la región de dos fases de la región de una sola fase líquida, mientras que la otra línea de los puntos de rocío C-D-T-B separa de la región de una sola fase gaseosa. El punto C donde las líneas de puntos de burbuja y rocío se encuentran se denomina punto crítico y la temperatura correspondiente se denomina temperatura crítica . Tc

Fig. 2.2.1 Diagrama de fases presión-temperatura de un fluido en un reservorio.

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Fig. 2.2.2 Diagramas de fases de una capa de gas y de una zona de petróleo fluyendo. (a) Capa de gas

retrógrada, (b) Capa de gas no retrógrada. Se considera sobre la Figura 2.2.1 un reservorio que se encuentra inicialmente a 3000 psia y 125 °F representado por el punto 1i. Los subíndices i y a representan las condiciones inicial y de abandono del reservorio. Las condiciones de presión y temperatura son tales que el estado inicial de los hidrocarburos es un líquido, es decir, petróleo. Por tanto, el punto 1i indica un reservorio de petróleo. Cuando la presión del reservorio declina isotérmicamente como resultado del proceso de producción, el punto de burbuja se alcanzará, representado por el punto S, a 2550 psia. Esta condición representa la presión más alta a la cual se libera la primera burbuja de gas en solución presente en el petróleo. A esta presión también se le conoce como presión de saturación. Para presiones menores, una fase de gas comienza a aparecer. Eventualmente, el gas libre fluye hacia el pozo productor, disminuyendo la producción del hidrocarburo en fase líquida. La cantidad de gas libre depende de la composición del petróleo, a mayor °API del petróleo mayor tendencia a liberar gas. Se dice que este tipo de reservorio de petróleo está despresurizado, en expansión, etc. Si la misma mezcla de hidrocarburos está a 2000 psia y 210 °F, representado por el punto 2 en la Figura 2.2.1, el reservorio sería de petróleo con una capa de gas inicial y ambas fases estarían en equilibrio. Una pequeña reducción de presión causa la liberación de gas del petróleo, resultando un reservorio de petróleo saturado. En la Figura 2.2.2. se presenta esta condición de equilibrio de fases. Ahora se considera como condición inicial del reservorio una temperatura de 230 °F y una presión 3300 psia, representado por el punto 3i en la Figura 2.2.1 . Dado que la condición inicial de presión y de temperatura están a la derecha del punto crítico y fuera de la envolvente, el reservorio inicialmente está en una condición gaseosa. Cuando la producción se inicia y la presión declina, no se observan cambios hasta alcanzar el punto de rocío a 2700 psia, punto D. Analizando la Figura 2.2.1, un reservorio que se encuentre inicialmente a condiciones de presión y de temperatura que lo ubiquen fuera de la envolvente, a la derecha del punto crítico C y a la izquierda del punto T o dentro de la envolvente marcada con la letra X, puede presentar un comportamiento de condensación retrógrada. El punto T es denominado cricondenterma, que es la temperatura máxima en el que coexisten en equilibrio

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las dos fases (por ejemplo 300 °F). El proceso de condensación retrógrada continúa hasta alcanzar un máximo de 10% en volumen de líquido, a 2250 Psia (punto E). Si la producción continúa desde el punto E hasta la presión de abandono 3a , la vaporización del líquido retrógrado ocurre. En este ejemplo se ha considerado que la composición en el reservorio permanece constante. Desafortunadamente, cuando la condensación retrógrada ocurre, la composición en el reservorio y su envolvente cambian, incrementando la condensación retrógrada de la fase líquida. Finalmente, se considera un reservorio a 3600 Psia y 350 °F, representado por el punto 4i en la Figura 2.2.2 . Como la condición inicial del reservorio está a la derecha del punto crítico y de la cricondenterma, así como fuera de la envolvente, su condición corresponde a una fase gaseosa 100%. Cuando la presión del reservorio declina isotérmicamente (a lo largo del camino 4i - 4a) como resultado del proceso de producción, siempre se encuentra en estado gaseoso y además, el fluido en el reservorio no cambia su composición.

2.3 Propiedades de una mezcla gaseosa Los ingenieros que están relacionados con el sector de gas natural principalmente tratan con mezclas gaseosas y raramente con algún componente de la mezcla. Dado que el gas natural es una mezcla de componentes hidrocarburos, se puede decir que sus propiedades físicas variarán en función a los tipos de componentes y cantidades diferentes producidas desde los reservorios. Si se conocen las propiedades de un gas natural se puede determinar el comportamiento de la misma bajo diferentes condiciones en los procesos. Si la composición de una mezcla es conocida, las propiedades físicas de la misma puede determinarse conociendo las propiedades físicas de los componentes que forman la mezcla, usando la reglas de Kay. Las propiedades físicas que mayormente son requeridas del gas natural en los procesos son: masa molar, punto de ebullición, punto de solidificación, densidad, temperatura crítica, presión crítica, calor de vaporización y calor específico.

2.4 Composición La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada en fracción molar, porcentaje en moles, fracción en volumen, porcentaje en volumen, fracción en masa o porcentaje en masa de todos sus componentes. La fracción en volumen está basado en los volúmenes de los componentes del gas, medidos a condiciones estándar, de modo que la fracción de volumen es equivalente a la fracción molar. La fracción molar, i y , es definida como:

𝑦" =𝑛"𝑛".

(2.4.1)

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Donde: 𝑦" = 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟𝑑𝑒𝑙𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑖 𝑛" = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜𝑑𝑒𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠𝑑𝑒𝑙𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑖

𝑛". = 𝑛𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑑𝑒𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠𝑑𝑒𝑡𝑜𝑑𝑜𝑠𝑙𝑜𝑠𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠𝑑𝑒𝑙𝑎𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎

La fracción de volumen es definida como:

(𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛)" =𝑉"𝑉"= 𝑦"

(2.4.2) Donde:

𝑉" = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜𝑝𝑜𝑟𝑒𝑙𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑖𝑎𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠𝑒𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟

𝑉" = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑑𝑒𝑙𝑎𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑎𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠𝑒𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟

La fracción en masa wi , es definida como :

𝜔" =𝑚"

𝑚"

(2.4.3) Donde:

𝜔" = 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑒𝑛𝑚𝑎𝑠𝑎𝑑𝑒𝑙𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑖 𝑚" = 𝑚𝑎𝑠𝑎𝑑𝑒𝑙𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑖

𝑚" = 𝑚𝑎𝑠𝑎𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑑𝑒𝑙𝑎𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎

2.4.1 Masa molar aparente El concepto de masa molar aparente o promedio es utilizado para caracterizar una mezcla gaseosa. La masa molar aparente de una mezcla gaseosa es un propiedad seudo de la mezcla y es definida como:

𝑀> = 𝑦" 𝑀"

(2.4.1.1) Donde:

𝑀> = 𝑚𝑎𝑠𝑎𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟𝑎𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒𝑑𝑒𝑙𝑎𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 𝑦" = 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟𝑑𝑒𝑙𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑖 𝑀" = 𝑚𝑎𝑠𝑎𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟𝑑𝑒𝑙𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑖

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2.5 Comportamiento de los gases reales La ley de los gases ideales describe el comportamiento de la mayoría de los gases a condiciones de presión y temperatura cercana a las condiciones atmosféricas. En muchas situaciones, los ingenieros se enfrentan a condiciones operacionales diferentes a las condiciones atmosféricas, de allí que las ecuaciones para gases ideales que se trataron anteriormente no representan el comportamiento real de un gas, por lo que estos conducirían a errores en los cálculos. A presiones moderadas, el gas tiende a comprimirse más de lo que predeciría la ley de los gases ideales, particularmente a temperaturas cercanas a la temperatura crítica. A presiones elevadas, el gas tiende a comprimirse menos de lo que predeciría la ley de los gases ideales. En muchas situaciones prácticas de ingeniería, las presiones de interés se ubican dentro de un rango moderado. Para corregir la desviación del volumen medido u observado con respecto al volumen calculado usando la ley de los gases ideales, se usa un factor empírico Z , denominado factor de desviación del gas. En la literatura, este factor a menudo se denomina factor de compresibilidad. El factor de desviación del gas (factor de compresibilidad) se define como:

𝑍 ≡

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑟𝑒𝑎𝑙𝑑𝑒𝑛𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠𝑑𝑒𝑙𝑔𝑎𝑠𝑎𝑐𝑖𝑒𝑟𝑡𝑎𝑃𝑦𝑇

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑐𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒𝑛𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠𝑑𝑒𝑙𝑔𝑎𝑠𝑎𝑙𝑎𝑚𝑖𝑠𝑚𝑎𝑃𝑦𝑇

(2.5.1)

2.6 Ecuación de estado para un gas real Todos los gases se desvían del comportamiento ideal bajo la mayoría de las condiciones de trabajo. Se han realizado numerosos intentos por cuantificar estas desviaciones mediante ecuaciones de estado. Mas la ecuación de estado para un gas real que comúnmente se usa en la industria es:

𝑃𝑉 = 𝑍𝑛𝑅𝑇 (2.6.1)

Las unidades son las mismas, el factor Z , no tiene dimensiones y es el factor de desviación. El factor Z puede ser interpretado como un término mediante el cual la presión debe ser corregida para considerar la desviación con respecto al comportamiento de un gas ideal, como se muestra en la ecuación siguiente:

𝑃𝑍 𝑉 = 𝑛𝑅𝑇

(2.6.2)

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También, usando la ley de los gases ideales, de la ecuación anterior y la definición de Z , se tiene:

𝑍 =𝑉

𝑛𝑅𝑇/𝑃

o (2.6.3) 𝑃𝑉 = 𝑍𝑛𝑅𝑇 (2.6.1)*

Esta ecuación también puede ser escrita para cierta cantidad de gas como:

𝑃F𝑉F𝑍F𝑇F

=𝑃G𝑉G𝑍G𝑇G

(2.6.4)

Donde: 𝑍F = 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟𝑑𝑒𝑑𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑑𝑒𝑙𝑔𝑎𝑠, 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙, 𝑏𝑎𝑗𝑜𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠1 𝑍G = 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟𝑑𝑒𝑑𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑑𝑒𝑙𝑔𝑎𝑠, 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙, 𝑏𝑎𝑗𝑜𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠2

El factor Z es una función de la presión absoluta y de la temperatura absoluta; pero un principal interés puede ser la determinación de Z en función de la presión a temperatura constante del reservorio o de transmisión. La ecuación (4) puede ser escrita en términos del volumen específico υ o de la densidad ρy

gravedad específica gγ:

𝑃𝑉 =𝑍𝑚𝑅𝑇𝑀

(2.6.5)

𝑃𝑣 =𝑍𝑅𝑇𝑀

(2.6.6)

𝜌 =1𝑣 =

𝑃𝑀𝑍𝑅𝑇 =

𝑃 𝑀𝑀>"NO

𝑀>"NO

𝑍𝑅𝑇 =𝑃PQ

𝑀>"NO𝑅

𝑍𝑇 =2.7𝑃PQ𝑍𝑇

(2.6.7)

Donde:

𝑣 = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐í𝑓𝑖𝑐𝑜,𝑝𝑖𝑒T

𝑙𝑏U

𝑚 = 𝑚𝑎𝑠𝑎𝑑𝑒𝑙𝑔𝑎𝑠, 𝑙𝑏U

𝑀 = 𝑚𝑎𝑠𝑎𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟𝑑𝑒𝑙𝑔𝑎𝑠,𝑙𝑏U

𝑙𝑏 − 𝑚𝑜𝑙

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𝜌 = 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑑𝑒𝑙𝑔𝑎𝑠,𝑙𝑏U𝑝𝑖𝑒T

𝛾X = 𝑔𝑟𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐í𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑒𝑙𝑔𝑎𝑠(𝑎𝑖𝑟𝑒 = 1) Comparando la densidad de un gas a cualquier presión y temperatura, a la densidad del aire a las mismas condiciones da:

𝜌X>Y𝜌>"NO

=

𝑀𝑍 X>Y𝑀𝑍 >"NO

(2.6.8) y en particular, a condiciones estándar de 14.73 psia y 60 ºF :

𝜌X>Y𝜌>"NO

= 𝛾X =𝑀X>Y

𝑀>"NO=𝑀29

(2.6.9)

2.7 El principio de los estados correspondientes El volumen específico de un gas cualquiera podría estimarse, a cualquier presión y temperatura, si se conociera el factor de compresibilidad del gas en función de la presión y temperatura, ya que υ = Z RT PM / . En la figura 2.7.1 se muestra una representación gráfica de Z frente a la presión del nitrógeno para unos valores dados de temperatura. Las representaciones gráficas para otros gases puros serían similares desde el punto de vista cualitativo. Debido a esta similitud, se encuentra que todas estas gráficas se podrían reducir a un único diagrama si se modificaran las coordenadas. Esta modificación es una aplicación de lo que se conoce como el principio de los estados correspondientes. El principio postula que el factor Z es aproximadamente el mismo para todos los gases cuando éstos tienen la presión y temperatura reducidas. Se definen la presión reducida y la temperatura reducida como: Pr y Tr ;

𝑃N ≡𝑃𝑃[

(2.7.1)

𝑇N ≡𝑇𝑇[

(2.7.2) En estas ecuaciones deben emplearse presiones absolutas y temperaturas en Kelvin o en grados Rankine. De este modo, para definir un estado reducido de una sustancia se emplean la presión y la temperatura críticas.

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Fig.2.7.1. Isotermas del factor de compresibilidad del nitrógeno frente a la presión.

La validez de un principio como éste debe basarse en evidencia experimental. Cuando se representan las isotermas reducidas en un diagrama Tr Z − Pr , la desviación media de los datos experimentales de una gran cantidad de gases resulta algo inferior al 5%. La figura 2.7.2. muestra una correlación de datos reales de 10 gases para un número limitado de isotermas reducidas. Cuando se ajustan las mejores curvas con todos los datos, se obtiene una gráfica más completa, como la de la figura 2.7.3 . . Este diagrama de compresibilidad generalizado es válido para valores de de 0 a 1.0 y para valores de de 0.60 a 5.0. Una vez que se ha dibujado el diagrama con datos de un número limitado de sustancias, se supone aplicable de forma general a todos los gases. Pr Tr La principal virtud del diagrama de compresibilidad generalizado es que sólo es necesario conocer las presiones y temperaturas críticas para predecir el volumen específico de un gas real. Se debe insistir en que el diagrama de compresibilidad generalizado no debe emplearse en lugar de datos experimentales P Tυ precisos. El papel más importante de un diagrama de compresibilidad generalizado es proporcionar estimaciones de comportamiento P Tυ en ausencia de medidas precisas.

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Fig. 2.7.2 Correlación de datos experimentales en un diagrama de Z generalizado. [8]

Además de la figura 2.7.3. , la figura 2.7.4. es un diagrama de Z para valores de de 0 a 10 Pr y la figura 2.7.5 para valores de de 10 a 40 Pr . Llegados a este punto, resultan oportunos algunos comentarios adicionales. Primero, deben destacarse las características generales de los diagramas de compresibilidad:

• En el límite de tendiendo a cero, el valor de Pr , Z tiende a uno para todos los valores de la temperatura reducida. Cuando 0.05 se puede utilizar el modelo de gas ideal con un error inferior al 5%. Pr ≤ 2.

• Para temperaturas reducidas superiores a 2.5, el valor de Z es mayor que la unidad a todas las presiones. En estas circunstancias, el volumen real es siempre mayor que el volumen del gas ideal a la misma presión y temperatura.

• Para temperaturas reducidas por debajo de 2.5, las isotermas reducidas presentan un mínimo a presiones reducidas relativamente bajas. En esta

• zona el volumen real es menor que el volumen del gas ideal y es importante la desviación del comportamiento como gas ideal.

• Cuando es mayor que 10, la desviación del comportamiento de gas ideal puede alcanzar varios cientos por ciento.

Segundo, experimentalmente se encuentra que la correlación de los gases hidrógeno, helio y neón en un diagrama de compresibilidad generalizado no es muy buena. Esta dificultad se

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supera, para temperaturas superiores a 50 K, redefiniendo para estos tres gases la presión reducida y la temperatura de modo siguiente:

𝑃N =𝑃

𝑃[ + 𝐶

(2.7.3)

𝑇N =𝑇

𝑇[ + 𝐶

(2.7.4)

Fig. 2.7.3. Diagrama generalizado de compresibilidad [2]

33

Fig.2.7.4 Diagrama generalizado de compresibilidad, intervalo de presiones bajas. [2]

Cuando P está en atmósferas (o bar) y T en Kelvin, el valor de C en ambas ecuaciones es 8. También se puede obtener el factor de compresibilidad cuando se tienen datos υ T o υ P . Se ha encontrado que para hacer correlaciones es mejor utilizar un volumen pseudocrítico en la definición de volumen reducido, que utilizar el volumen crítico verdadero. Si se define un volumen pseudocrítico υ’c como RTc /Pc , entonces el volumen pseudoreducido υ’r es igual a:

𝑣N´ ≡𝑣𝑃[𝑀𝑅𝑇[

(2.7.5) De nuevo, sólo se necesita conocer y . En las figuras 2.7.3 , 2.7.4 y 2.7.5 muestran también las líneas de Tc Pc υ’r constante.

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Fig.2.7.5 Diagrama generalizado de compresibilidad, intervalo de presiones altas.[R7]

2.8 Factores de compresibilidad para gases naturales de baja masa molar Las figuras 2.8.1, 2.8.2 y 2.8.3 muestran los factores de compresibilidad para gases naturales que tienen baja masa molar. Estas figuras cubren un amplio rango de masas molares (15.95 a 26.10), temperaturas (-70 a 500 °C) y presiones [(hasta 35000 kPa (abs)]. Para gases con masas molares entre las masas molares que se muestran en las figuras de 2.8.1 a 2.8.3, se puede realizar una interpolación lineal para calcular el factor de compresibilidad.

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Fig.2.8.1 Factor de compresibilidad de gases naturales de baja masa molar

36

Fig. 2.8.2 Factor de compresibilidad de gases naturales de baja masa molar

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Fig. 2.8.3 Factor de compresibilidad de gases naturales de baja masa molar

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En general, para la predicción del factor de compresibilidad de un gas con menos del 5% en mol de nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, es menor de 2% de error. Cuando la masa molar está por encima de 20 y el factor de compresibilidad está por debajo de 0.6, se puede tener errores tan grandes como del 10%.

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CAPITULO III

40

En estos procesos donde se realiza la deshidratación de gas natural es de gran importancia extraer los vapores de agua que se encuentran en el gas debido a que estos pueden producir obstrucción o taponamiento de líneas de gas, dando paso a que el proceso de deshidratación no sea optimo y eficaz. Los principales métodos de deshidratación de gas natural se realizan con métodos de adsorción con desecantes sólidos y mediante la absorción con desecantes líquidos como lo es el glicol. Ambos métodos son importantes para la deshidratación de gas natural pero se debe tomar en cuenta la cantidad de vapor de agua que se extrae en cada proceso, ya que hay aspectos a considerar referentes a la calidad del gas natural, cantidad de vapores de agua, costos y mantenimiento de equipos. En estos tipos de deshidratación de gas natural, existe un panorama de variables importantes a considerar como: presión, temperatura, calidad de los desecantes tanto líquidos como sólidos. El objetivo de este trabajo es crear un documento procedimental que permita asimilar como son los procesos de deshidratación de gas natural. De igual manera poder observar las ventajas de remover el exceso de agua natural contenida en el mismo.

3.1 Deshidratación de gas natural El gas natural se puede encontrar en forma "asociado", cuando en el yacimiento aparece acompañado de petróleo, o gas natural "no asociado" cuando está acompañado únicamente por pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases. La composición del gas natural incluye diversos hidrocarburos gaseosos, con predominio del metano, por sobre el 90%, y en proporciones menores etano, propano, butano, pentano y pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y nitrógeno. 3.1.1 Objetivo de la deshidratación del gas natural El vapor de agua asociado al gas natural, es uno de los contaminantes más comunes en él, dado por los inconvenientes que puede ocasionar tanto como en procesos posteriores a los que es sometido, como para su transporte en áreas de tratamiento y consumo. Bajo condiciones normales de producción, el gas natural está saturado con agua. Por los incrementos de presión o disminución de temperatura, el vapor de agua en el gas natural se condensa y se forma agua líquida.

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Cuando el agua líquida se combina con las moléculas de gas (metano, etano, propano, etc.), ésta forma compuestos llamados hidratos solidos los cuales pueden obstruir, válvulas, equipos y algunas líneas de gas. La presencia de agua líquida puede incrementar la corrosividad del gas natural, especialmente cuando el gas contiene H2S (Sulfuro de Hidrógeno) y CO2 (Dióxido de Carbono). Sin embargo el contenido de agua puede ser reducido para evitar la formación de hidratos y disminuir la corrosión en tuberías antes de que sea transportado. Por otra parte en el transporte y consumo, el gas natural, debe cumplir con determinadas especificaciones, y una de ellas y muy importante es la cantidad máxima de agua presente en el gas.

3.2 Métodos para deshidratar gas natural En esta sección se exponen los principales métodos de deshidratación de gas natural, que son: adsorción y absorción con glicol. La deshidratación por medios de absorción implica el uso de un desecante líquido para la eliminación de vapor de agua del gas natural. La eliminación de agua con glicol químico líquido es a través de la absorción. El líquido seleccionado como el más óptimo para la absorción de agua debe cumplir o bien poseer con algunas propiedades:

• Altamente absorbente • Baja corrosividad ante tuberías y válvulas • No toxico • No debe existir contacto con la parte de los hidrocarburos • No debe estar contaminado por gases ácidos

Los glicoles, especialmente etilenglicol, dietilenglicol, trietilenglicol,, son los más afines a a los criterios mencionados anteriormente. El agua y los glicoles muestran solubilidad mutua en fase líquida. El proceso de deshidratación por método de adsorción utiliza un desecante sólido para la eliminación de vapor de agua de una corriente de gas.

3.3 Contenido de agua natural en el gas La facultad de Ingeniería Petrolera; UNAM CDMX (2006), apunta que el gas que viene de un yacimiento se considera como saturado de vapor de agua, es decir, toda corriente de gas natural proveniente de los pozos de producción contiene agua en forma de vapor, en conjunto con otros componentes que integran la mezcla de hidrocarburos.

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La presión y la temperatura de los hidrocarburos tienen una incidencia en la cantidad de agua que éste puede retener; por tal razón cualquier incremento en la temperatura del sistema aumentara la presión de vapor de agua él, siendo así por consiguiente que la corriente gaseosa tenga un mayor contenido de vapor. Si éste es enviado a un sistema de transporte; el agua se condensa y deposita en forma líquida en las tuberías (gasoducto) lo que reduce la capacidad de flujo o de transmisión y aumento en la caída de presión. Además la presencia de agua e hidrocarburos permite a condiciones favorables de presión y temperatura la formación de hidratos, permitiendo taponamiento, roturas en piezas rotatorias y además de otros problemas operacionales. Por otra parte, los componentes ácidos en presencia de agua generan compuestos corrosivos que atacan la metalurgia y reducen la vida útil de tuberías, equipos y accesorios.

3.4 Problemas por la existencia de agua en el gas Un aspecto que suele ser complicar a la hora de manejar el gas producido, es conocer con certeza el volumen de agua que puede estar disperso en el gas natural, (generalmente se encuentra saturado con agua en forma de vapor). Los cambios en la temperatura y presión condensan este vapor que altera el estado físico de gas a líquido y luego a sólido dentro de las tuberías y otros recipientes, que pueden generar problemas que pudieran llegar a ser graves, como en los sistemas criogénicos que no tienen ninguna tolerancia al agua, ya que estos trabajan a temperaturas comprendidas entre 37-148 °C y el agua podría causar problemas muy graves a nivel operacional.

Este vapor de agua debe ser removido para evitar en el sistema los siguientes problemas: Formación de ácidos, peligro de explosión y obstrucción en la tubería. 3.4.1Formación de ácidos Cuando hay presencia de CO2 y H2S, conjuntamente con agua natural, se formaran compuestos ácidos los cuales implican corrosión en las tuberías y restos de los componentes metálicos del sistema. 3.4.2 Peligro de explosión Si un cúmulo de agua que se haya formado en la tubería entra a una caldera, habrá́ una explosión. La magnitud depende de la cantidad de líquido que llegue y de la temperatura en la que se encuentre. El agua, al evaporarse aumenta 1,700 veces su volumen, esto da un indicio de alto riesgo de sufrir grandes consecuencias.

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3.4.3 Obstrucción en la tubería Obviamente cuando se forman estas obstrucciones , la red de tubería se bloquea y el servicio, transporte y distribución se interrumpen. Alargando los tiempos y consumos de energía necesarios para este proceso.

3.5 ¿Qué son los hidratos de gas natural y por qué son un problema? Los hidratos de gas natural son los sólidos que se forman a partir de hidrocarburos del gas natural y agua. Las moléculas de agua tienen una estructura muy similar a las de un panal de abejas, con una molécula de uno de los componentes del gas natural que ocupa cada uno vacío. Debido a que estos sólidos son más densos que el hielo de agua, su formación se ve favorecida a altas presiones y se forman a temperaturas que son considerablemente más altas que el punto de congelación del agua. Los hidratos de gas natural se pueden formar a temperaturas de hasta 22°C y líquidos como estos cristales de hielo como sólidos o semisólidos pueden interferir con el paso de gas natural a través de válvulas y tuberías.

3.6 Glicoles utilizados en la deshidratación del gas natural Los glicoles son alcoholes múltiples, es decir, son compuestos químicos que poseen dos grupos terminales –OH, los cuales presentan muchas características afines con el agua. La más importante es la capacidad de formar puentes de hidrógeno que es un tipo de enlace molecular que favorece la solubilidad del agua con otro compuesto. Existen muchas clases de glicoles, pero los más utilizados en la deshidratación del gas natural son: el etilénglicol (EG), dietilénglicol (DEG) y trietilénglicol (TEG). Sin embargo, casi un 100 % de los deshidratadores con glicol usan TEG. Los glicoles son líquidos muy afines al agua con la capacidad de absorberla, debido a que son sustancias altamente higroscópicas, los cuales presentan las siguientes características:

Ø No solidifican en soluciones concentradas. Ø No corrosivos. Ø No forman precipitados con hidrocarburos. Ø Insolubles en hidrocarburos. Ø Estables en presencia de CO2, H2S.

En la siguiente tabla se muestran algunas propiedades y características de los glicoles usados más comúnmente para la deshidratación del gas natural.

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Tabla 3.6.1. Propiedades de los glicoles

EG DEG TEG Metanol C2H6O2 C4H10O3 C8H18O5 CH3OH Peso Molecular 62.1 106.1 150.2 32.04 Tebullicion [C] 793 245 286 64.5

Pvapor @ 25 C,mmHg 0.12 < 0.01 <0.01 120

SG @ 25 C 1.11 1.113 1.119 0.79 SG @ 60 C 1.085 1.088 1.092 Punto de congelación [C]

-13 -8 -7 -98

Visc @ 25 C,cP 16.5 28.2 37.3 0.52 Visc @ 60 C,cP 4.7 7 8.8 Cp @ 25 C,btu/lb F 0.58 0.55 0.53 0.6 Tdescomposicion C 165 164 206

Factores influyentes en la selección del glicol

Ø Viscosidad por debajo de 100 - 150 Cp. Ø Reducción del punto de rocío. Ø Solubilidad del glicol en la fase de hidrocarburos. Ø Punto de congelamiento de la solución agua- glicol. Ø Presión de vapor. Ø Temperatura de las fases líquida y gaseosa en el separador de baja temperatura. Ø Relación gas /hidrocarburos líquidos.

En todo proceso de deshidratación la tasa de circulación del glicol es muy importante, porque de ella depende un buen contacto de fases, entre el líquido y el gas y por lo tanto un buen proceso de deshidratación. El glicol requerido en un proceso de deshidratación, según el diseño, viene dado por la siguiente ecuación:

𝑄 = 𝑅 𝑑𝑊 𝑇𝐸𝐺 (3.6.1)

Donde: TEG: Glicol requerido en el proceso, (gal TEG/MMPC de gas procesado). R: Relación glicol-agua removida, (gal TEG/lb agua removida). dW: Cantidad de agua removida del gas.

(3.6.1

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La cantidad de agua removida por el gas (dW) viene dada por la ecuación:

𝑑𝑊 = 𝑊1 −𝑊2 (3.6.2)

Donde: W1: Contenido de agua en el gas de entrada, lb agua /MMPCD(millones de pies cúbicos diarios). W2: Contenido de agua en el gas deshidratado, lb agua /MMPCD(millones de pies cúbicos diarios).

3.7 Contaminantes en circuitos de glicol El ingreso de contaminantes externos al circuito (con el gas a tratar) y la recirculación de los glicoles generan en los mismos una serie de alteraciones que se manifiestan en fallas o inconvenientes temporales de los parámetros de proceso establecidos. A continuación se menciona como la desviación de ciertas características de glicol en uso puede generar diversos problemas operativos. Se observa también, que la relación causa-efecto no es directa por lo cual todos los contaminantes de glicol deben ser evaluados para llegar a un diagnostico efectivo. Adicionalmente se mencionan los niveles recomendados de calidad para un desempeño óptimo de un proceso.

3.8 Pureza (contenido de glicol) La concentración de glicol pobre determina la máxima depresión del punto de roció que puede ser obtenida por el sistema. Ésta deberá́ encontrarse entre 98 y 99 % en peso o tal vez más. La concentración del glicol rico, es una función del agua capturada y deberá ser 2 a 5 % menor que la del glicol pobre. La concentración del glicol pobre normalmente es función directa de la temperatura del proceso de rehervido.

3.9 Degradación del glicol La degradación del desecante es indicada por cambios en la composición y reducciones en el pH de la solución. La cauda es la excesiva temperatura o entrada de oxígeno y los productos de degradación son los ácidos orgánicos (fórmico–acético) correspondientes. Los hidrocarburos reaccionan con los productos de degradación formando productos poliméricos, estos productos pueden estabilizar espumas. Los ácidos también contribuyen a la corrosión del sistema, el pH bajo puede ajustarse con bórax, o carbonato de sodio. Las diferencias en el contenido de hidrocarburos de glicol rico y pobre indican la cantidad de hidrocarburo purgado por el regenerador. Los Hidrocarburos

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que flashean en el rehervidor pueden arrastrar grandes cantidades de vapor de glicol (altas perdidas) y pueden dañar las instalaciones. Se recomienda no superar el 0.5 % de hidrocarburos en el glicol para evitar espumas o interferencias en la regeneración. Las pérdidas de glicol pueden ser el mayor problema operativo en plantas de deshidratación. La contaminación del glicol por hidrocarburos, sólidos finamente divididos y agua salada puede promover espumas y un mayor consumo de glicol, se considera aceptable una pérdida de 1 lb/MMPCD de gas sometido a un proceso de secado.

3.10 Contenido de sales Marca la cantidad de cloruros inorgánicos en el glicol, usualmente cloruro de sodio y con menor frecuencia cloruro de calcio. La deposición de sales en los tubos de fuego reduce la transferencia de calor y promueve “puntos calientes” donde se localizan fallas. La presencia de ácidos orgánicos puede generar también corrosión. Cuando el contenido de sal alcanza 0.5 a 1 % en peso el glicol debe ser removido para evitar problemas operativos. 3.10.1 Contenido de sólidos De la práctica se sabe que a bajo pH la presencia de barros generados por sólidos carbonosos y sales conduce a la formación de sólidos que son abrasivos y promueven espuma. En este proceso existen filtros que son altamente eficientes para remover esos sólidos. Por otra parte a pH por debajo de 5.5 sucede la auto oxidación del glicol que genera peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos tales como fórmico y acético. Si el gas contiene gases ácidos, el pH también se reduce, porque a diferencia de las aminas, los glicoles no tienen reserva alcalina. El pH debe encontrarse entre 6.5 y 7.5. 3.10.2 Contenido de hierro Es un indicador de corrosión, el hierro partículado puede ser removido. Un sistema debería tener menos de 5 ppm. Un contenido mayor de 30 ppm podría indicar una condición seria de corrosión. Los productos de corrosión pueden ser los responsables de estabilizar espumas.

3.11 Formación de espumas La tendencia y estabilidad debe medirse en glicoles. La llegada a planta de inhibidores de corrosión, fluidos de fractura de pozos (metanol) u otros productos químicos puede generar espumas estables.

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CAPITULO IV

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4.1 Deshidratación del gas natural con glicol La deshidratación es una parte esencial del procesamiento del gas natural. Al deshidratar el gas, se evita la formación de hidrato a bajas temperaturas y, posteriormente, se reduce el riesgo de bloqueo de la tubería. A partir de 2006, el gas natural seco se clasificó como la tercera fuente de energía primaria más grande. Las estadísticas de 2010 clasifican a Noruega como el quinto productor más grande de gas natural en el mundo. La eliminación del agua del gas natural se puede lograr de varias maneras diferentes. Entre ellos está el proceso de deshidratación por absorción mediante glicoles y el proceso de deshidratación por enfriamiento con un ciclo de refrigeración. Los dos procesos alternativos fueron simulados utilizando UniSim y sometidos a un análisis económico, incluyendo un estudio de sensibilidad. El análisis económico mostró que la absorción fue el proceso más económico para la deshidratación del gas natural, en comparación con el proceso de enfriamiento. Tanto la inversión de capital como los costos de fabricación fueron considerablemente mayores para el proceso de enfriamiento. El proceso de enfriamiento Fue también el más sensible a las variaciones en los costos directos de fabricación.

4.2 Aplicaciones de gas natural A partir de 2006, el gas natural seco se clasificó como la tercera fuente de energía primaria más importante que representa el 22,8% de la producción mundial de energía primaria. Como ejemplo, los diferentes usos del gas natural en los EE.UU. en 2010 se enumeran en (I2):

• 34% Industriales • 29% Energía eléctrica • 21% Residencial • 13% Comercial • 3% de transporte

La figura 4.2.1 muestra que la producción de gas natural ha aumentado en los últimos años. El gas natural tiene varios usos en la industria, y es el ingrediente base en productos como plástico, fertilizante, telas y anticongelante (I3). El gas natural puede servir como combustible para los vehículos en forma de gas natural licuado (GNL) o gas natural comprimido (GNC), calefacción, cocción y generación de electricidad. Además se utiliza como materia prima para plantas petroquímicas y producción de metanol. Los componentes inorgánicos del gas natural no tienen valor, sino que pueden corroer o destruir el equipo utilizado para el procesamiento de gas y por lo tanto tiene que ser eliminado.

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Figura 4.2.1: Desarrollo de la producción de petróleo crudo, condensado, gas natural licuado en el período

comprendido entre 1990 y 2010 (I4).

4.3 Procesamiento de gas natural La deshidratación es una parte necesaria del procesamiento del gas natural. La deshidratación del gas es una manera de evitar la formación de hidratos a bajas temperaturas, y posteriormente reducir el riesgo de bloqueo de la tubería. La figura 4.3.1 muestra un diagrama simplificado de planta de gas natural líquido (GNL).

Figura 4.3.1: Diagrama simplificado de planta de gas natural líquido (I5).

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Además del petróleo crudo y el gas natural, la roca del reservorio contiene agua. La presencia de agua en el gas natural en la fuente o como resultado del edulcorante con una solución acuosa no presenta peligro mientras el agua esté en la fase de vapor. Sin embargo, varios Los problemas de transmisión surgen tan pronto como se forma agua líquida (Mokhatab et al., 2006, Brathen, 2008). La experiencia de operación ha demostrado que es necesario reducir y controlar el contenido de agua del gas para asegurar un procesamiento y transmisión seguros. La deshidratación es el proceso utilizado para eliminar el agua del gas natural, y es necesario por las siguientes razones:

• El gas natural en las condiciones adecuadas puede combinarse con el agua líquida para formar el hielo como el material llamado los hidratos que pueden tapar accesorios de la válvula, tuberías así como el otro equipo.

• El agua líquida puede acelerar la corrosión de las líneas de transmisión al combinarse con CO2 y / o H2S presentes en el gas natural.

• El agua líquida en una tubería de gas natural potencialmente causa condiciones de flujo de obstrucción, resultando en una menor eficiencia de flujo de la tubería.

• El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el valor de calentamiento del gas. • Se debe satisfacer un contenido mínimo de agua de 112 mg / m3 de gas o menos[7].

La eliminación del agua del gas natural puede lograrse empleando absorción usando desecantes sólidos, desecantes líquidos o refrigeración (enfriamiento directo). El concepto de deshidratación con desecantes sólidos es adsorber el agua sobre una cama, lo que requiere un tiempo determinado, y luego el calentamiento eliminará el agua adsorbida. La cantidad de calefacción depende de la cama en uso. Los desecantes sólidos utilizados en la deshidratación del gas natural se regeneran y se utilizan en muchos ciclos. Entre los desecantes sólidos más comunes se encuentran la alúmina y el gel de sílice. La alúmina adsorberá los hidrocarburos pesados, que no se eliminan fácilmente. Esto es, en menor medida, un problema para la deshidratación de gel de sílice. Este método es más comúnmente usado para flujos de alimentación a sistemas de procesamiento criogénico. Los procesos de deshidratación y deshidratación líquida por enfriamiento serán Investigado en este proyecto. El cloruro de calcio anhidro también se puede usar para deshidratar el gas natural, pero esta técnica es la más adecuada para la aplicación remota donde se requieren pequeñas depresiones de punto de rocío y los volúmenes de procesamiento de gas son pequeños. Otros métodos de deshidratación Incluyen permeación de membrana, separación de gas y destilación. Económicamente, el método de absorción es a menudo considerado el método más favorable de deshidratación. Es con mucho el proceso más común, en parte porque el proceso es fácilmente operable y automatizado. Los componentes principales del proceso incluyen un absorbedor en el que el gas natural es deshidratado por glicol, y un ciclo de regeneración en el que el glicol es despojado de agua. Para aumentar la concentración de glicol en el ciclo de

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regeneración, un gas de extracción pueden añadirse al separador. Los glicoles se usan principalmente como disolventes, debido a sus propiedades deseables que cumplen con propiedades comerciales. Los glicoles se describen más adelante La deshidratación por enfriamiento es una alternativa a la absorción. Al disminuir la temperatura del gas natural, el contenido de agua saturada disminuirá. Se agregará TEG al gas natural para prevenir la formación de hidratos durante el enfriamiento. Cuando se elimina el exceso de agua, se debe aumentar la temperatura del gas natural seco o la presión disminuye. Esto se debe a que el gas natural estará en su punto de rocío después de que el agua haya sido removida.

4.4 Base del proyecto Se debe eliminar el agua del gas natural y se deben evaluar dos alternativas diferentes. La primera es usar una columna de absorción para separar el agua, y la otra es usar un ciclo de enfriamiento. Estos procesos se simulan con UniSim. La rentabilidad de estas alternativas se compara realizando un estudio de factibilidad y un análisis de sensibilidad. 4.4.1 Condiciones y capacidad de alimentación El caudal molar de la corriente de entrada es de 20000 kmol / h, la temperatura es de 50 ° C y la presión es de 70 bar. Las fracciones molares en la corriente de entrada se enumeran en la Tabla 4.4.1.1.

Tabla 4.4.1.1: fracciones molares para la corriente de entrada.

Componente Relación Molar CH4 0.8860

C2H6 0.0370

C3H8 0.0150 i-C4H10 0.0030 n-C4H10 0,0050

N2 0.0500 H2O 0.0040

Se supone que el número de días de funcionamiento es del 90% de un año, 328 días, y se supone que el tiempo de vida de la planta es de 10 años. 4.4.2 Especificaciones del producto Los requisitos para el gas natural seco son:

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• Contenido máximo de agua de 20 ppm. • Contenido máximo de líquido de deshidratación de 2 ppm.

4.4.3 Supuestos

• La planta será construida en Noruega, y por el mar. • El agua de mar se utilizará como agente refrigerante en lugar de energía eléctrica, y

se supone que es de 10 ° C. • La planta de deshidratación es parte de una planta de recuperación de gas natural más

grande, por lo que el vapor utilizado para el calentamiento proviene de una planta de generación de vapor ya existente. El deber necesario es entonces sólo el deber de generar vapor.

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CAPITULO V

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5.Descripción del proceso En este proyecto se simulan dos procesos alternativos para la deshidratación del gas natural. Los dos procesos tienen las mismas condiciones de alimentación y especificación del producto. En esta sección se describen los procesos, incluida la optimización. Peng-Robinson es un envase fluido adecuado para hidrocarburos. El paquete de fluidos Peng-Robinson se utilizó para el proceso de absorción en este proyecto. Al utilizar este paquete de fluido para el proceso de enfriamiento, la regeneración del glicol se volvió difícil de simular. Para este proceso, el paquete de fluido se cambió a Peng-Robinson Stryjek Vera (PRSV). El paquete PRSV es un modelo Peng-Robinson modificado, que da una mejor representación de las presiones de vapor, y hace posible usar el modelo Peng-Robinson para sistemas no ideales. El paquete de líquidos más adecuado para la deshidratación del gas natural con glicoles es el paquete de glicol. Peng-Robinson todavía se puede utilizar para la deshidratación del gas natural en condiciones normales de deshidratación (I6). El paquete de Glicol se ensayó sin cambios significativos. Las hojas de flujo de simulación de UniSim y los parámetros seleccionados de los flujos importantes para ambos procesos se dan en el Apéndice A.

5.1 Deshidratación del gas natural por absorción El proceso más común para eliminar el agua del gas natural es la deshidratación con glicoles. El proceso consiste en una columna de absorción, donde el gas natural y el glicol entran en contacto, y un ciclo de regeneración donde el agua absorbida y los hidrocarburos se eliminan de la corriente de glicol, de modo que puede ser reciclado de nuevo al absorbedor, como se muestra en la figura 5.1.1.

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Figura 5.1.1: Proceso de deshidratación del gas natural por absorción.

Trietilénglicol (TEG) es el glicol más comúnmente utilizado en el proceso de deshidratación, y el glicol elegido para este proyecto. TEG se puede regenerar a alta pureza para su reciclado a temperaturas de 170 ° C a 205 ° C, a temperaturas más altas el TEG se descompondrá térmicamente. Si la temperatura en la columna de absorción supera los 50 ° C, se puede esperar una mayor pérdida de glicol en el gas natural de lo necesario. Hay varios otros glicoles que pueden sustituir TEG en el proceso de deshidratación. El monoetilenglicol es una de las alternativas, pero el alto equilibrio de vapor con el agua, dará altas pérdidas de glicol al gas natural. El dietilenglicol es otra alternativa, pero altas presiones de vapor causarán altas pérdidas de glicol al gas natural. Además, DEG se descompondrá a temperaturas relativamente bajas, y el proceso de regeneración podría no alcanzar la pureza requerida. El tetraetilénglicol es una alternativa más costosa, pero dará menos pérdida de glicol a altas presiones [5] En la columna de absorción, operada a 70 bar, el gas natural rico en agua se pone en contacto con el TEG higroscópico. La variación de presión en la columna de absorción tiene poco efecto en el proceso para presiones inferiores a 207 bar. Una alta presión reduce el contenido de agua en la corriente de gas de entrada. Esto significa que se debe eliminar menos agua por absorción. A altas presiones se reducirá la velocidad del gas, lo que resultará en un recipiente más pequeño necesario. La presión también tendrá un efecto sobre el grosor de pared en la columna. Cuando el gas natural rico entra en contacto con el TEG, el vapor de agua se disuelve en la corriente TEG .La corriente de producto, el gas natural "seco", sale de la parte superior de la corriente absorbente, mientras que el glicol rico en agua sale en la corriente inferior. El gas

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procesado deja el absorbedor con un contenido de agua de 19 ppm y un contenido de TEG de 1,3 ppm. La temperatura del gas natural que entra en el absorbedor es 50,63 ° C y la temperatura del TEG que entra es 52,47 ° C. Para obtener el mayor efecto de la depresión del punto de rocío, la temperatura del TEG debe ser baja. Una temperatura baja de TEG disminuirá el flujo de TEG necesario a través del absorbedor. En el otro lado, la temperatura del TEG que entra en el absorbedor debe mantenerse ligeramente por encima de la temperatura del gas de entrada para que los hidrocarburos no se condensen (Arnold y Stewart, 1999). La temperatura en el absorbedor excede el límite de 50 ° C para la pérdida de TEG mencionada anteriormente, pero la exigencia de menos de 2 ppm de TEG en el gas procesado permite que la temperatura del absorbedor sea de 52,94 ° C. Para alcanzar el requerimiento dado de 20 ppm de agua en la corriente de gas procesado, se utilizó un absorbedor con 8 etapas teóricas. Suponiendo una eficiencia de placa de 70%, esto da 12 etapas reales. El ciclo de regeneración más simple para el glicol consiste en una columna de destilación, A-T-101, en la que el glicol rico es despojado de agua e hidrocarburos por ebullición, y la corriente de fondo es reciclada de nuevo al absorbedor. El separador se convirtió utilizando una fracción molar de agua en el TEG magra y la temperatura en el condensador como especificaciones. Estas especificaciones se fijaron en 0.081 y 96 ºC respectivamente. El ciclo de regeneración se realizó a presión atmosférica. Se encontró que el número de etapas teóricas era 3 usando una columna de destilación de atajo en UniSim. Esto da 5 etapas reales. Dado que el TEG se descompondrá térmicamente a temperaturas superiores a 204 ° C, la corriente rica no puede ser calentada lo suficiente para obtener la concentración necesaria para alcanzar la especificación del contenido de agua del gas natural procesado [6] Para alcanzar los 20 ppm requeridos de agua en el gas natural, se añadió otra columna de contactor con 5 etapas reales, A-T-102, al ciclo de regeneración. En la columna, el TEG del separador es el contador en contacto actualmente con el gas natural procesado para alcanzar una concentración más alta de TEG que la ebullición permitirá. La adición de la columna de contactor adicional y el uso de gas de extracción dio como resultado una concentración de TEG reciclado de 99% en moles. La alta concentración de TEG hace posible el funcionamiento de la columna de absorción con un caudal TEG de 71,99 kmol / h. El flujo de gas "húmedo" desde el separador se enfría y se separa para reducir el contenido de agua de 85% en moles a 20% en moles. La corriente de gas con 20% en moles de agua se recicla de nuevo a la alimentación de gas natural. La corriente residual del proceso consiste en más de 99% en moles de agua y una pequeña cantidad de nitrógeno y TEG.

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5.1.1 Optimización del proceso de absorción Los parámetros que deben tenerse en cuenta al optimizar el ciclo de absorción TEG son el número de bandejas en la columna de absorción, la velocidad de circulación del glicol a través del contactor, la temperatura en el rehervidor, la cantidad de gas de extracción utilizado y la presión de funcionamiento en el regenerador. Et al., 2006). El número de etapas en el contactor influye en el flujo de reciclado del TEG. Al reducir el número de etapas, el flujo de reciclado tiene que incrementarse para alcanzar la especificación deseada de 20 ppm para el agua en la corriente de gas natural procesada. La corriente de reciclo se optimizó encontrando la corriente más baja de TEG en el reciclado necesario para alcanzar la especificación de agua de 20 ppm en la corriente de gas procesada. En la Figura 5.1.1.1 se muestra un gráfico de la relación entre el flujo molar en la corriente de recirculación y el contenido de agua en el gas procesado.

Figura 5.1.1.1: Flujo molar en la corriente de reciclado trazado contra el contenido de agua en el gas procesado.

La temperatura en el rehervidor está limitada por la descomposición térmica de TEG, como se ha mencionado anteriormente. La temperatura en el rehervidor se eligió para ser de 199.9 ° C. Esta temperatura del calderín da una concentración de 92% en moles de la columna de regeneración.

Frac

ción

mol

ar d

e ag

ua e

n ga

s pro

cesa

do

Flujo molar en la corriente de TEG

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Las temperaturas más bajas darán una menor concentración de TEG fuera de la columna de regeneración, y el proceso requerirá entonces más gas de separación. Una mayor cantidad de gas de extracción resultará en equipos más caros para el reciclado de gas. Se supone que el regenerador está ventilado a la atmósfera, y debido a esto no es un parámetro de optimización en este caso.

5.2 Deshidratación del gas natural por enfriamiento El proceso de deshidratación del gas natural por enfriamiento consiste principalmente en un ciclo de refrigeración y dos separadores, uno de ellos separando el agua de la alimentación, y el otro separando el TEG rico en agua, del producto de gas natural. El proceso de enfriamiento se muestra en la Figura 5.2.1. La especificación del contenido de agua en el gas natural es de 20 ppm. Los hidrocarburos son bien adecuados como refrigerantes debido a sus bajos costos, baja toxicidad, y su bajo potencial de agotamiento del ozono y el potencial de calentamiento global. El propano es ampliamente utilizado como un refrigerante en la industria petroquímica, y se utilizará en el ciclo de enfriamiento. El propano es una sustancia estable y satisface los requisitos para COP y relación de presión, pero hay una pequeña explosión y riesgo de incendio a tener en cuenta.[10]

Figura 5.2.1: Proceso de deshidratación del gas natural por enfriamiento.

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El primer paso en el proceso es separar el agua desprendible de la corriente de gas natural, alimentación C, en un tanque flash. La presión en el tanque de evaporación es de 70 bar. Debido a las fuerzas gravitacionales, el agua en fase líquida caerá al fondo de la columna. El contenido de agua en la corriente de gas natural se reduce de 0,40% en moles a 0,24% en moles. Esto hace que el resto del proceso sea más económico. La corriente de gas natural se mezcla entonces con TEG para bajar el punto de rocío. El contenido de TEG es de 0,35% en moles. Esto hace posible eliminar el agua sin formación de hidratos. Con una presión de 70 bar, los hidratos se formarán a 15,6 ° C (Arnold y Stewart, 1999). El enfriamiento se realiza en dos etapas, la primera en un intercambiador de calor donde el gas natural es enfriado por la corriente de gas procesado y el segundo en un ciclo de refrigeración. El gas natural con TEG, C-2, se enfría de 52 ° C a 1 ° C por C-5 en el intercambiador de calor C-E-100. No hay caída de presión en este intercambiador de calor. El enfriamiento adicional del gas natural húmedo se realiza mediante un ciclo de refrigeración. El propano utilizado como refrigerante en el ciclo será reutilizado. Se supone que el mismo propano se utiliza a lo largo de la vida vegetal. La temperatura de la corriente de gas natural C-4 es -3ºC. Esta es la temperatura más alta posible con la especificación dada del gas procesado. A esta temperatura ya una presión de 70 bar, la corriente se separa en un tanque de evaporación. La salida de líquido, C-waste1, se compone principalmente de agua y TEG. El TEG en la salida de líquido se recicla eliminándolo de la corriente. Esto se hace reduciendo la presión a 1 bar en una válvula, de modo que la corriente es parcialmente líquida y en parte vapores. La corriente se separa luego en una columna y el contenido de TEG en la salida de líquido es de 92,0% en moles. El separador se convirtió utilizando una fracción molar de agua en el TEG magra y la relación de reflujo del condensador según las especificaciones. Los valores se fijaron en 0,08 y 1 respectivamente. La temperatura en esta corriente de reciclo se reduce a 49 ° C, y la presión se incrementa a 70 bar. El vapor que sale de la columna de extracción se enfría a 60 ° C y se separa. El líquido del separador contiene más del 99% de agua y se puede devolver al medio ambiente de forma segura. Los hidrocarburos de corriente de vapor y TEG se utilizan como combustible. 5.2.1 Optimización del proceso de refrigeración La simulación fue optimizada para obtener el contenido de agua en el gas procesado a 20 ppm, y para reducir los costos de equipo y costos de operación. El flujo molar óptimo de propano en el ciclo de refrigeración se encontró trazando la suma de los costes variables

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principales, que es el intercambiador de calor C-E-100 y los costes del compresor, frente al flujo molar. El flujo molar más rentable fue de 210 kmol / h, como se muestra en la Figura 5.2.1.1.

Figura 5.2.1.1: Coste de los intercambiadores de calor C-E-100 y C-E-101, costo del compresor C-K-100 y costos de operación del compresor durante 10 años, en relación con el flujo molar de propano en el ciclo de

refrigeración

Las presiones en el ciclo de enfriamiento se eligieron para obtener la eficiencia volumétrica del compresor al 80%. Las temperaturas se seleccionaron para que coincidan con el diagrama presión-entalpía del propano para estas presiones, véase el Apéndice B. La cantidad de TEG necesaria en el gas natural para alcanzar la especificación fue de 76 kmol / h, trazando la fracción molar de agua en El gas procesado frente al flujo molar en la corriente de reciclado, como se muestra en la Figura 5.2.1.2

Cos

tos

fijos

y o

pera

tivos

de

C-E-

100,

C-E

-101

, C

K

Flujo molar de propano [kg mol / h]

61

Figura 5.2.1.2: Flujo molar en la corriente de reciclado en función del contenido de agua en el gas procesado. 5.2.2 Ciclo de refrigeración El sistema de refrigeración se basa en cuatro procesos térmicos: evaporación, compresión, condensación y expansión. La evaporación ocurre cuando se añade calor a un líquido y aumenta la cantidad de moléculas en fase gaseosa. La entalpía y la entropía aumentan con la presión y la temperatura constantes. Este proceso se muestra como paso 4-1 en la figura 5.2.2.1. En el Apéndice B se presenta un diagrama detallado del diagrama presión-entalpía del propano. En el proceso de deshidratación del gas natural, éste será el paso que está enfriando la corriente de gas natural. Mediante el uso de un intercambiador de calor, el refrigerador será evaporado por el gas natural. El siguiente paso en el ciclo es la compresión del vapor mediante el uso de un compresor, que es un proceso que requiere energía. Esto se muestra como el punto 1-2 en la figura. La presión, temperatura y entalpía aumenta mientras que la entropía en el caso ideal es constante. Después del compresor, el vapor de alta presión se transformará en líquido saturado de alta presión mediante un condensador, que se muestra como paso 2-3 en la figura. En el ciclo de refrigeración en el proceso de gas natural, el vapor se condensa por agua en un intercambiador de calor. Porque el

Fracció

nmolardeagua

engasprocesad

o

FlujomolarencorrientedereciclodeTEG

62

Refrigerante se condensa en este paso, es posible reutilizarlo en el ciclo. A continuación se utiliza una válvula para reducir la presión, y el refrigerante se vuelve parcialmente líquido, mostrado en la etapa 3-4 de la figura. Se trata de un proceso isentálpico, y la temperatura se reduce a una temperatura por debajo de la fuente de calor, que en nuestro caso es el gas natural.

Figura 5.2.2.1: Esquema principal de un diagrama de presión-entalpía para un ciclo de refrigeración

63

CAPITULO VI

64

6. Balances de masa y energía Para ambos procesos se hicieron los balances totales de masa y energía. Esto se hizo para comprobar que la masa y la energía se conserva en las simulaciones. La sección 6.1 y 6.2 da los resultados para el proceso de absorción y el proceso de enfriamiento.

6.1.Caso de estudio 1: Proceso de absorción La sección 6.1.1 y 6.1.2 muestra los balances de masa y energía para el proceso de absorción, mediante la utilización de trietilénglicol De los números de la Tabla 6.1.1.1 se encontró que el error del balance de masa total era de 0.0%.

Tabla 6.1.1.1: Balance de masa total para el proceso de absorción.

6.1.2 Balance energético Los valores de la Tabla 6.1.2.1 dan un error de 0.0%.Lo cual nos indica que tenemos un cálculo apropiado.

Tabla 6.1.2.1: El calor fluye dentro y fuera del proceso de absorción.

6.2 Caso de estudio 2: Proceso de enfriamiento La sección 6.2.1 y 6.2.2 muestra las balances de masa y energía para el proceso de absorción.

Corriente Flujomásico[kg/h] Corriente Flujomásico[kg/h]A-feed 358515 A-waste 1434A-TEGmakeup 4 A-processedgas 357084Sumatoriaflujomásicodeentrada 358519 Sumatoriaflujomásicodesalida 358519

Flujomásicodeentrada Flujomásicodesalida

Corriente Flujodecalor[KJ/kg] Corriente Flujodecalor[KJ/kg]A-feed -1467683429 A-waste -22573568A-TEGmakeup -22327 A-processedgas -144278724A-water1 -87160894 A-water2 -86807332A-water3 -870279472 A-water4 -866748250A-e1 87864 A-e3 105643A-e2 4306425A-e4 452775Sumatoriaflujodecalordesalida -2420299058 Sumatoriaflujodecalordesalida -2420303133

Flujodecalorentrada Flujodecalordesalida

65

6.2.1 Balance de masa Los valores de la tabla 6.2.1.1 dan un error del 0,0%, en la sumatoria total del balance

Tabla 6.2.1.1: Balance de masa total para el proceso de enfriamiento.

6.2.2 Balance energético Los valores de la tabla 6.2.2.1 dan un error del 0,2%.

Tabla 6.2.2.1 El calor fluye dentro y fuera del proceso de enfriamiento.

Corriente Flujomásico[kg/h] Corriente Flujomásico[kg/h]C-feed 358515 C-water 594C-TEG 0.00001 C-processedgas 357052

C-vapor2 34C-waste3 834

Sumatoriaflujomásicodeentrada 358515 Sumatoriaflujomásicodesalida 358515

Flujomásicodeentrada Flujomásicodesalida

Corriente Flujodecalor[KJ/kg] Corriente Flujodecalor[KJ/kg]C-feed -1464545724 C-water -9359322C-TEGinlet -0.4 C-processedgas -1444728554C-energy1 728782 C-energy3 1952059C-energy2 10582434 C-water2 -1242709854C-energy4 88880 C-water4 -511599993C-water1 -1247627600 C-water6 -1339953875C-water3 -513624536 C-vapor2 -135577C-water5 -1345256442 C-waste3 -13118254Sumatoriaflujodecalordeentrada -4559654206 Sumatoriaflujodecalordesalida -4559653370

Flujodecalorentrada Flujodecalordesalida

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CAPITULO VII

67

7. Equipo Todos los cálculos se basan en las ecuaciones dadas en Sinnott y Towler (2012).

7.1 Depósitos de evaporación Los separadores (acumuladores de evaporación) son esencialmente necesarios para separar las gotas de líquido o la niebla en una corriente de gas. En este proyecto, se requiere separar las gotitas de agua de la corriente de gas natural antes del enfriamiento (C-V-100) y separar el agua y TEG de la corriente de gas enfriada (C-V-101). También se utilizan para separar el agua de la corriente de residuos en ambos procesos. Los separadores verticales se seleccionan basándose en el hecho de que requieren gravedad para separación, espacio bajo en el suelo y pueden manejar grandes volúmenes de fluidos. El dimensionado de los separadores se basa en el procedimiento de diseño descrito por R. K. Sinnott y G. Towler. Se utiliza una almohadilla antiadherente para asegurar un alto nivel de separación y se supone un tiempo de retención de 10 minutos de líquido. Las alturas y diámetros de los tanques de evaporación en los procesos se muestran en la Tabla 7.1.1.

Tabla 7.1.1 Diámetros y alturas de los recipientes.

El material de construcción para todos los separadores será de acero al carbón, debido a la baja corrosividad de los vapores.

7.2 Columnas de absorción y extracción Las columnas de absorción se usan para eliminar un componente de un gas poniendo en contacto el gas con un disolvente que disolverá selectivamente el componente. En el proceso de absorción, el agua es el componente a eliminar con TEG. El soluto absorbido se puede separar del disolvente en una columna de separación. Esto se hace mediante contacto de contra corriente con el vapor. En el proceso de absorción se utiliza la columna de extracción para regenerar el disolvente de la columna de absorción.

Parámetrosdetamaño C-V-100 C-V-101 C-V-102 A-V-100Diametro[m] 2.86 2.54 0.08 0.26Altura[m] 4.7 4.99 29.47 5.35

68

El tamaño de la columna se calcula con base al número de bandejas reales y al diámetro de la columna. Las alturas y los diámetros de las columnas de absorción y de separación en los procesos se muestran en la Tabla 4.1.1

Tabla 7.2.1: Diámetros y alturas de los decapantes y los absorbedores.

Las columnas de absorción y extracción están construidas de acero al carbón.

7.2 Intercambiadores de calor Un intercambiador de calor es el equipo necesario para transferir calor de un fluido a otro a través de un límite sólido (hecho de metales apropiados) entre los dos fluidos. Los refrigeradores y calentadores son tipos específicos de intercambiadores de calor. La ecuación:

𝑄 = 𝑈𝐴∆𝑇fU

(7.3.3.1) Pueden aplicarse generalmente a los intercambiadores de calor. El coeficiente de transferencia de calor global es una unción de varios factores, entre otros la conductividad térmica del material de transferencia de calor y el factor de incrustación. Generalmente, el fluido más corrosivo debe estar en el lado del tubo para minimizar los costos de material. Para los intercambiadores de calor, los valores de UA se encuentran en UniSim, y se supone que son correctos. Los valores de U encontrados en UniSim son demasiado altos en comparación con los valores de la literatura. Debido a esto, en la literatura se encuentran valores más realistas del coeficiente de transferencia de calor para los diferentes flujos de proceso [14] Las áreas de los rehervidores y los condensadores en los decapantes se calculan usando la ecuación 7.3.3.1 tomando la obligación dada en UniSim. Los intercambiadores de calor con corrientes no corrosivas están construidos con acero al carbono. Para los calentadores y refrigeradores, el agua de ver estará en los tubos, y por lo tanto se construyen con una carcasa de acero al carbono y tubos de acero inoxidable. Los

Parámetrosdetamaño A-T-100 A-T-101 A-T-102 C-T-100Diametro[m] 3.5 0.8 0.3 0.5Altura[m] 10.8 3 3 3

69

valores de los coeficientes globales de transferencia de calor y las áreas para los intercambiadores de calor se dan en la Tabla 7.2.1.

Tabla 7.2.1: Valores para los coeficientes generales de transferencia de calor y el área calculada de los intercambiadores de calor para los dos procesos.

7.2.1 Integración del calor Para reducir el consumo de los intercambiadores de calor, se puede hacer una red de integración de calor, que combina las corrientes a calentar y enfriar de la manera más económica. En ambos procesos, el único calentador es el rehervidor de la caldera en el separador. Debido a la gran cantidad de enfriamiento comparado con el calentamiento en los procesos, no son adecuados para la integración de calor.

7.3 Compresores Un compresor se utiliza para aumentar la presión de un gas. En los dos procesos, se utiliza un compresor recíproco. Este tipo de compresor se utiliza comúnmente para una amplia gama de presiones y caudales, como se muestra en la Figura 2.3.4.1. La eficiencia volumétrica debe ser de aproximadamente el 80.[5]

Intercambiadordecalor U[W/m^2C] A[m^2]A-E-100 250 107.7A-E-101 500 4.5A-E-102 500 33.6A-condenser 500 0.6A-reboiler 1000 18.4C-E-100 450 16670.4C-E-101 500 384.2C-E-102 730 190.8C-E-103 730 13C-E-104 730 21.2C-condenser 500 13.4C-reboiler 1000 69

70

Figura 7.3.4.1: Rangos de trabajo para compresores alternativos y centrífugos.[R5]

Los gases que se comprimen en los procesos no son corrosivos y, por lo tanto, el material utilizado es el acero al carbón.

71

CAPITULO VIII

72

Estimación económica La principal razón para iniciar una planta química es ganar dinero y una inversión El análisis tiene que ser hecho para ver si es rentable antes de que pueda ser evaluado. Para llevar a cabo un análisis de inversión, todos los detalles de la economía tienen que ser detectados, básicamente el costo de inversión, el dinero requerido para ejecutar la planta y los ingresos. En cuanto a este proyecto, la unidad de proceso de deshidratación es parte de una planta de procesamiento de gas natural más grande, por lo que el precio del gas que entra en la unidad de deshidratación y sale de ella no puede ser contabilizado. El objetivo principal es entonces mirar la inversión de capital y los costos de fabricación, para ver cuál es más rentable. La inversión de capital fijo y el capital de trabajo hacen necesario el capital de trabajo necesario para construir la instalación, poner en marcha la planta y ejecutarla hasta que comience a obtener ingresos.[7]

8.1 Inversión de capital fijo La inversión de capital fijo, la inversión necesaria para construir la planta química, es una función de diferentes factores. Uno tiene que tomar en cuenta los gastos directos del proyecto, tales como el costo y la instalación del equipo, y los gastos indirectos del proyecto que consisten en transporte, seguros, impuestos, gastos de ingeniería del contratista y gastos generales de construcción. Para determinar el costo de la raíz de la planta, que es el costo de una instalación completamente nueva desarrollada en tierras no desarrolladas, se tienen en cuenta dos grupos adicionales de costos. La raíz de hierba representa lo mismo que la inversión de capital fijo, FCI. Se trata de contingencias y honorarios, que cubre circunstancias imprevistas, e instalaciones auxiliares, tales como los gastos de compra de terrenos, construcción de infraestructura en la tierra, edificios adicionales necesarios y fuera de sitios como el espacio de almacenamiento. En la literatura se describen muchos métodos diferentes para derivar los costos de capital fijo [R7] Se acepta la técnica de cálculo de costos del módulo de equipo como el mejor método para realizar estimaciones de costos preliminares. Este método relaciona los costos con el costo comprado del equipo. Para las desviaciones del costo comprado, se utiliza un factor multiplicador. Este factor se basa en el tipo de equipo, los materiales y la presión de funcionamiento. El coste de compra (Cp) del equipo en acero al carbono ya presiones ambientales viene dado por la Ecuación (8.1.1) y los datos en el Apéndice D. A es el parámetro de capacidad o de tamaño del equipo (Turton et al., 1998).

𝑙𝑜𝑔Fg𝐶h = 𝐾F + 𝐾G𝑙𝑜𝑔Fg𝐴 + 𝐾T 𝑙𝑜𝑔Fg𝐴 G

73

(8.1.1) Todos los métodos de estimación de costos usan datos históricos, y debido a esto se necesita una corrección para la inflación. La corrección se hace sobre la base de índices de costo compuestos publicados. Los índices relacionan el costo actual con los costos históricos con base en los datos publicados de costos de mano de obra, materiales y energía. Utilizando el índice de costo de la planta de ingeniería química (CEPCI), la ecuación 8.1.2 se puede usar para corregir la inflación

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑎ñ𝑜𝐴 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑎ñ𝑜𝐵 ∗𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑎ñ𝑜𝐴𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑎ñ𝑜𝐵

(8.1.2)

El costo del módulo, C0 BM, que es el costo directo e indirecto de cada pieza de equipo, se puede calcular multiplicando el costo comprado en las condiciones base *, CP, con un factor de costo de módulo neto, F0

BM, que toma en cuenta los factores mencionados anteriormente, como se muestra en la ecuación 8.1.3.

𝐶𝐵𝑀g = 𝐶m𝐹opg (8.1.3)

El coste del módulo desnudo es una función de varios factores, entre ellos un factor de corrección de las desviaciones de las presiones ambientales y un factor de corrección para las elecciones de materiales distintos del acero al carbono. El factor de coste del módulo desnudo puede calcularse mediante la ecuación 8.1.4.

𝐹opg = 𝐶h(𝐵F + 𝐵G𝐹p𝐹h) (8.1.4)

Los factores de presión para los intercambiadores de calor se basan en la Ecuación 5.1.5 y los datos en el Apéndice D. P es las unidades de presión dadas en barg.

𝑙𝑜𝑔Fg𝐹h = 𝐶F + 𝐶G𝑙𝑜𝑔Fg𝑃 + 𝐶T 𝑙𝑜𝑔Fg𝑃 G (8.1.5)

Para los recipientes de proceso se usa una ecuación modificada para el factor de presión, mostrada en la Ecuación 8.1.6. 𝐹h = 0.5146 + 0.6838𝑙𝑜𝑔Fg𝑃 + 0.2970 𝑙𝑜𝑔Fg𝑃 G + 0.0235 ∗ 𝑙𝑜𝑔Fg𝑃 w + 0.0020 𝑙𝑜𝑔Fg x

(8.1.6)

74

Para las bombas el factor de presión se puede escribir como se muestra en la ecuación 8.1.7.

𝐹h = 𝐶F + 𝐶G𝑙𝑜𝑔Fg𝑃 + 𝐶T 𝑙𝑜𝑔Fg𝑃 G

(8.1.7)

En los dos procesos el coste del equipo se distribuye de manera diferente. Para el proceso de absorción, los recipientes de proceso representan los mayores costos de equipo, mientras que los intercambiadores de calor representan los mayores costos de equipo para el proceso de enfriamiento. Esto se muestra para la Figura 8.1.1 y la Figura 8.1.2, respectivamente.

Figura 8.1.2: Distribución de los costos de material, para el proceso de deshidratación por absorción.

Figura 8.1.1: Distribución de los costos de material, para el proceso de deshidratación por enfriamiento. Cuando se descubren los costos de los módulos desnudos para las condiciones que se desvían de las condiciones básicas, el costo de la raíz de la hierba se puede calcular agregando otros dos grupos de costos, además de los costos directos e indirectos. Mediante la adición de la contingencia y los honorarios requeridos para construir la planta y los costos de instalaciones auxiliares, se calcula el costo raíz mencionado anteriormente. Se supone que la contingencia y los honorarios son del 15% y del 3%, respectivamente, y se asume que los costos auxiliares

Compresores,bombasIntercambiadoresTanquesflash,separadores,absorbedores

Compresores,bombasIntercambiadoresTanquesflash,separadores,absorbedores

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son del 35%. Los costes auxiliares no se ven afectados por la presión y el material utilizado. La ecuación 8.1.8 muestra el cálculo de los costos de base.

𝐶yz = 1.18 𝐶op,"g{

"|F

+ 0.35 𝐶op,"

{

"|F

(8.1.8) Tabla 8.1.1: Costo raíz para ambos procesos

8.2 Capital de trabajo El capital de trabajo es el capital necesario para poner en marcha la planta y financiar los primeros meses de operación antes de que comiencen los ingresos del proceso. Típicamente el capital de trabajo es del 15-20% de la inversión de capital fijo y para estas plantas el 15% se elige debido al pequeño tamaño. La inversión de capital se cubrirá al final del proyecto. El capital de trabajo para ambas plantas se muestra en el cuadro 8.2.1.

Tabla 8.2.1: Capital de trabajo para ambas plantas

8.3 Costos de fabricación Antes de que se pueda evaluar un proceso propuesto, los costos asociados con el día a día deben ser estimados. Para estimar los costos de fabricación necesitamos la información del diagrama de flujo, la inversión de capital fijo y una estimación del número de operadores requeridos. En contraste con los costos de capital que se expresan en USD, los costos de fabricación se expresan en USD por unidad de tiempo. Para estimar los costos operativos se utiliza una técnica basada en un enfoque dado por Ulrich. Es consistente con el enfoque de módulo utilizado para evaluar el costo de la planta de capital.

Proceso CGR[USD]Absorción 4835074

Enfriamiento 8161828

Proceso FCI[USD] Capitaldetrabajo[USD]Absorción 4835074 5560335Enfriamiento 8161828 9386103

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Los costos de fabricación se pueden dividir en tres categorías: Costos directos de operación: varían según la tasa de producción

• Materias primas • Utilidades • Labores • Supervisión directa • Mantenimiento y reparaciones • Suministros operativos • Cargos de laboratorio • Patentes y regalías

Costes fijos de fabricación: independiente de los cambios

• Depreciación • Impuestos locales y seguros • Costos generales de la planta

Gastos generales: representa una carga de gastos generales necesaria para llevar a cabo negocio.

• Costos de administración • Distribución y venta • Investigación y desarrollo

Se puede encontrar el coste de fabricación Ecuación 5.3.1:

𝐶𝑂𝑀 = 0.304𝐹𝐶𝐼 + 2.73𝐶�� + 1.23 𝐶�� + 𝐶zp (8.3.1)

Donde FCI es la inversión de capital fijo, CRM es el costo de la materia prima, COL es el costo de mano de obra operativa, y CUT es el costo de la utilidad. El coste de fabricación total se calcula a partir de la ecuación 8.3.1. El costo para cada una de las categorías enumeradas anteriormente se encuentra en la siguiente sección.

Tabla 8.3.1: Costo de fabricación para ambos procesos

Proceso COM[USD/año]Absorción 6372066

Enfriamiento 11785151

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8.3.1 Costos directos de fabricación Materias primas, CRM En ambos procesos la alimentación es de 20000 kmol / h de gas natural de tuberías. Puesto que esto es solamente una parte de una planta más grande, no es posible estimar un precio razonable dentro y fuera de la planta. De todos modos, las corrientes de producto no son las mismas para ambas plantas. Esto se discutirá en la sección 8.4. En ambas plantas, se utiliza TEG y se regenera. Se supone que la cantidad de TEG en los ciclos de regeneración es pequeña comparada con la corriente de preparación. El propano no se tiene en cuenta en el ciclo de enfriamiento, ya que se trata de un ciclo cerrado y la cantidad dentro del ciclo se considera baja comparada con los costos totales de operación. El precio del TEG de 98,5% en peso es de 1780 USD / ton (I7). Costo de la mano de obra operativa, COL El número de operadores, N, para cada proceso es estimado por la ecuación 8.3.1.1

𝑁 = 6.29 + 31.7𝑝G + 0.23𝑈 (8.3.1.1)

Donde U es el número de unidades principales en el proceso yp es el número de pasos incluyendo sólidos. P es cero para ambos procesos. El proceso de absorción tiene 9 equipos principales y requiere 3 operadores. El proceso de enfriamiento Tiene 10 equipos principales y requiere 3 operadores. Se supone un número de 5 turnos, y el salario para un operador se supone que es 330000 NOK / año que es igual a 57300 USD / año. Costo de utilidades, CUT

• Energía eléctrica • Agua de enfriamiento • Vapor para calefacción

El precio de la electricidad para la fabricación se encontró utilizando el precio medio de 2010. Esto se encontró a 0,34 NOK / kWh, lo que equivale a 0,06 USD / kWh (I8). Esto se asume en toda la estimación. La energía eléctrica se utiliza para compresores y bombas. Los sistemas de agua de refrigeración generalmente utilizan energía para bombear el agua de refrigeración a través del sistema.

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La potencia utilizada en un sistema de recirculación de agua de refrigeración suele ser de 0,39 kWh / m3[R11]. En ambos procesos se supone que, dado que las plantas están por el mar, las aguas del mar son bombeadas del mar a 10 ° C y luego bombeadas al mar después a un máximo de 25 ° C. El vapor se utiliza en los rehervidores en los removedores para la regeneración de TEG. Se supone que la unidad de deshidratación se suministra con vapor de alta presión (HP) procedente de otra parte de la planta NG u otro productor industrial, de modo que no se considera la unidad de producción de vapor. El precio fue de 8,65 USD / 1000 kg en 1998, por lo que el precio en 2011 será de aproximadamente 13,01 USD / 1000 kg cuando se utilice el Índice de Plantas de Ingeniería Química (CEPCI). Los costos de utilidad por año para ambos procesos se enumeran en la Tabla 5.3.1.1.

Tabla 8.3.1.1: Costes de servicios públicos.

El resto del costo directo de fabricación depende del costo de la mano de obra operativa, la inversión de capital fijo, el costo de la materia prima o el precio de la utilidad. Las correlaciones se toman de [19]. Y se muestra en la Tabla 8.3.1.2.

Tabla 8.3.1.2: Ecuaciones para calcular el costo directo de fabricación.

8.3.2 Costos fijos de fabricación Los costos fijos totales incluyen la depreciación, los impuestos locales y los costos generales de la planta. Los gastos generales también pueden denominarse gastos de fábrica e incluyen beneficios para los empleados, como servicios médicos, cafetería, etc. La ecuación 5.3.2.1 se utiliza

Utilidad Absorción[USD/año] Enfriamiento[USD/año]Energiaelectrica 70814 78998

Aguadeenfriamiento 12619 46860

Vapordepotencia 2007454 5574893

Sumatoria 2090887 5700750

Tipodecosto CorrelaciónSupervisióndirecta 0.18COLMantenimientoyreparaciones 0.06FCICargosdelaboratorio 0.15COLSuministrosoperativos 0.09FCIPatentesyregalías 0.03COM

79

para determinar los costos fijos totales de fabricación. Se tiene en cuenta una depreciación del 10%.

0.78𝐶�� + 0.168𝐹𝐶𝐼 (8.3.2.1)

8.3.3 Costos generales de fabricación Los costos generales de fabricación son costos que no están directamente relacionados con el proceso de fabricación, sino asociados con el nivel de gestión y otras actividades administrativas. Las ecuaciones para calcularlas se dan en el cuadro 8.3.3.1.

Cuadro 8.3.3.1: Ecuaciones para calcular los costes generales de fabricación.

8.3.4 Costos totales de fabricación El resumen del total de los costos de fabricación para cada categoría figura en el cuadro 8.3.4.1.

Tabla 8.3.4.1: Resumen de los costes totales de fabricación.

Tipodecosto CorrelaciónAdministración 0.177COL+0.009FCICostodedistribuciónyventa 0.11COMInvestigaciónydesarrollo 0.05COM

Costosdefabricación Ciclodeabsorción[USD/año] Ciclodeenfriamiento[USD/año]Materiasprimas 57144 0Utilidades 2090063 5700750Labores 828256 839572Supervisióndirecta 149086 151123Mantenimientoyreparaciones 290104 489710Suministrosoperativos 43516 73456Cargosdelaboratorio 124238 125936Patentesyregalías 191162 353555Costesfijosdefabricación 1398698 1965604Costodeadministración 190117 222061Distribuciónyventa 700927 1296367Investigaciónydesarrollo 318603 589258

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El costo total de fabricación se distribuye como se muestra en la Figura 8.3.4.1 para el proceso de absorción y la Figura 8.3.4.2 para el proceso de enfriamiento. En el proceso de absorción, los costos de fabricación son aproximadamente distribuidos de manera eventual, mientras que los costos directos de fabricación representan el 65% de los costos totales de fabricación.

Figura 8.3.4.1: Distribución de los costes directos, fijos y generales de fabricación para el proceso de absorción.

Figura 8.3.4.2: Distribución de los costos directos, fijos y generales de fabricación para el proceso de enfriamiento.

1%

33%

13%

2%

4%

1% 2% 3%

22%

3% 11% 5%

Procesodeabsorción

Materiasprimas

Utilidades

Labores

Supervisióndirecta

Mantenimientoyreparaciones

Suministrosoperativos

Cargosdelaboratorio

Patentesyregalías

Costesfijosdefabricación

Costodeadministración

0%

48%

7% 1% 4%

1% 1%

3%

17%

2% 11% 5%

Procesodeenfriamiento

Materiasprimas

Utilidades

Labores

Supervisióndirecta

Mantenimientoyreparaciones

Suministrosoperativos

Cargosdelaboratorio

Patentesyregalías

Costesfijosdefabricación

Costodeadministración

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8.4 Ingresos Para el proceso de enfriamiento, el gas residual contiene gas natural y puede ser vendido o utilizado como combustible en la planta. El valor de esto es 13400 USD / año cuando se utiliza un precio de 5 USD / MMBtu, que es el 50% del precio del gas. Los gases de proceso tienen diferentes propiedades y también diferentes valores económicos. Si consideramos el menor valor de calentamiento de los dos procesos y lo convertimos en MMBtu / año, el gas de proceso de la absorción tiene un valor de 278000 USD / año más que el proceso de enfriamiento.

8.5 Análisis de sensibilidad El análisis de sensibilidad se realiza generalmente para estudiar el impacto de las variaciones en las proyecciones sobre la factibilidad de un proyecto[7]. El análisis de sensibilidad muestra cómo las desviaciones en el precio de la electricidad (incluyendo el precio del vapor HP) y en el precio TEG afectan los costos totales de la manufactura. En cuanto al precio TEG, sólo se realiza para el proceso de absorción, ya que se descuidan todos los costes de la materia prima para el ciclo de enfriamiento. Los precios se incrementan y disminuyen con un 10%. Los resultados del análisis de sensibilidad de los precios de la electricidad se presentan en el cuadro 8.5.1.

Tabla 8.5.1: Sensibilidad para los precios de la electricidad.

Tabla 8.5.2. Resultados del análisis de sensibilidad de los precios TEG

En el primer trimestre de 2003, el precio de la electricidad fue tan alto como 0,624 NOK / kWh, lo que corresponde a 0,108 USD / kWh (I8). Esto es 80% más alto que el valor de hoy de 0.34 NOK / kWh. Esto tendría un impacto en los costos totales de fabricación para la absorción y el enfriamiento del 30% y 48% de aumento, respectivamente. En el Gráfico 9.1 se muestra la evolución de los precios de la electricidad en los últimos 13 años.

Proceso 100% Desviación,+10%(USD/año) Desviación,-10%(USD/año) Impacto%+/-Absorción 6373080 6630259 6115901 4Enfriamiento 11785151 12486343 11083959 5.9

Proceso 100% Desviación,+10%(USD/año) Desviación,-10%(USD/año) Impacto%+/-Absorción 6373080 6380108 6366051 0.11

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8.6. Discusión Hay diferentes maneras de eliminar el agua del gas natural. Dos de estos procesos son absorción con TEG y refrigeración con un ciclo de refrigeración. El objetivo principal de este proyecto es comparar estos dos métodos mediante la simulación en UniSim, optimización y estudio económico. El contenido de agua del gas procesado tiene que ser 20 ppm o menor. Observando las simulaciones, se puede ver que el proceso de absorción no tiene pérdida de gas natural, mientras que el ciclo de enfriamiento tiene algo de gas natural en el gas residual. Alrededor del 48% en peso del gas residual contiene hidrocarburos, y se utilizó como un recurso energético. En el proceso de absorción, no hubo necesidad de ningún tratamiento de residuos debido al hecho de que todos los flujos de residuos potenciales fueron reciclados. Ambos procesos tienen una regeneración de TEG, sin embargo el ciclo de enfriamiento tiene un flujo molar más grande que requiere más agua de enfriamiento y el vapor de HP es muy demandante de energía. La pureza de TEG en el reciclado en el proceso de absorción necesita ser alta, y por esta razón, se añade una columna de separación adicional en la simulación. En este proyecto, la tasa de reciclado de TEG se consideró la variable de optimización más importante para el proceso de absorción. El reciclado de TEG se minimizó para dar el caudal más bajo posible, al mismo tiempo que alcanzaba la especificación dada. Al reciclar el TEG, la pureza en la corriente aumentó de 88,7% en moles a 99,4% en moles. Debido a esto, se redujo el flujo molar requerido del TEG en el reciclado. Además, las bajas pérdidas de TEG en el reciclado dieron como resultado un pequeño flujo de maquillaje de 0,03 kmol/ h. En el proceso de enfriamiento, la optimización del reciclado TEG se realizó de la misma manera que en el proceso de absorción. La pérdida de TEG en el reciclado fue en este caso tan pequeña que el TEG necesario en el maquillaje fue de 4.9*10-7 kmol/h. También se optimizó el flujo molar de propano en el ciclo de refrigeración. Basándose en el análisis económico, se consideró que el proceso de absorción era el más económico, tanto en lo que respecta a la inversión total de capital como a los costes totales de fabricación. El proceso de enfriamiento tiene un gran número de intercambiadores de calor, debido a las grandes diferencias de temperatura. Los intercambiadores de calor representaron el 69% del costo total del equipo del proceso. Para el proceso de absorción representa el 6% del coste total del equipo. Asimismo, el análisis de sensibilidad muestra que el proceso de enfriamiento se vio más afectado por el aumento de los precios de los servicios públicos. Un aumento del 10% en el precio de utilidad producirá un incremento del 5,9% en el costo de fabricación para el proceso de enfriamiento y del 4,0% en el proceso de absorción. Los costes de fabricación directa para el proceso de refrigeración representan el 65% de los costes de fabricación frente al 39% para el proceso de absorción. Esto es una indicación de que una futura ampliación potencial será más rentable con el proceso de absorción que con el proceso de enfriamiento

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CAPITULO IX

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Comparación de plantas de deshidratación convencional con glicol y de membrana innovadora. La deshidratación del gas natural es un tratamiento que elimina la mayor parte del contenido de vapor de agua antes de enviar el gas a las tuberías. Durante décadas, la tecnología más utilizada ha sido absorber el agua con un disolvente líquido que fluye en contracorriente dentro de las columnas de las bandejas de burbuja. En los últimos diez años, la investigación ha estado desarrollando nuevos sistemas de deshidratación basados en membranas selectivas con el fin de reducir los costos de la planta, aumentar la eficiencia de la separación y reducir las emisiones. El presente trabajo hace una comparación técnica y económica entre las plantas tradicionales de absorción de glicol y un innovador sistema que utiliza membranas poliméricas. El sistema de membrana demostró ser más rentable para caudales de gas de alimentación bajos y más respetuosos con el medio ambiente. El tratamiento de deshidratación para eliminar el vapor de agua del gas natural es necesario para prevenir la formación de hidratos y la corrosión del ácido de la tubería y para garantizar el cumplimiento del punto de rocío requerido por las especificaciones estándar. Alrededor del 95% de las instalaciones existentes en alta mar utilizan actualmente tecnología TEG (trietilénglicol), donde la deshidratación se consigue dentro de una columna de absorción donde el gas natural burbujea a contracorriente a través de un disolvente altamente higroscópico (es decir, trietilénglicol) capaz de absorber las moléculas de agua contenidas en el gas . El uso de membranas para la deshidratación del gas natural comenzó hace sólo diez años y estos sistemas todavía están en la etapa experimental. Por el momento, sólo hay unas pocas instalaciones en tierra, mientras que no se sabe nada sobre su uso en alta mar: toda la información disponible proviene de datos experimentales y de las pocas plantas piloto que trabajan en tierra. No obstante, estas instalaciones son probablemente el próximo paso en la tecnología de deshidratación de gas natural. Su aplicación a gran escala resolverá la mayoría de los viejos problemas relacionados con las plantas TEG, particularmente reduciendo los efectos ambientales peligrosos de las emisiones de BTEX (benceno, tolueno, etilbenceno, xileno) y VOCs (compuestos orgánicos volátiles). Los resultados experimentales obtenidos hacen que esta tecnología en el campo de las plantas costa afuera sea aún más atractiva y rentable que para las plantas terrestres porque los módulos de membrana permiten importantes ahorros en términos de peso y tamaño de las instalaciones, Como resultado.

9.2 Descripción de la planta Para el análisis de plantas de deshidratación tradicionales, se consideró un sistema TEG con columna de bandejas de burbuja. La nueva planta de membrana tomada para comparación se basa en el uso de membranas de polímero PRISM® fabricadas en módulos de fibra hueca por AirProducts.

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Las prestaciones de transporte de gas de estas membranas, en términos de permeabilidad y estabilidad, se muestran en las figuras 9.2.1 y 9.2.2 [16].

Fig. 9.2.1. PRISM® Estabilidad de la membrana

Fig. 9.2.2. PRISM®Permeabilidad de la membrana

Estos dispositivos se han utilizado en el campo de gas en tierra Hera Lacinia de ENI (CR - Italia), trabajando con una velocidad de gas de alimentación de 600.000 Sm3/ día 1 y se consideró el diseño de la planta en dicha instalación para el presente análisis (fig.9.2.3)[17].

Fig. 9.2.3. Layout de la Planta de membrana

LasventajasmásconocidasdelatecnologíademembranasobrelasplantasTEGsonlassiguientes:- No se liberan emisiones a la atmósfera y no se utilizan disolventes; - Reducción del tamaño y del peso de las instalaciones.

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9.3 Hipótesis de fondo para la comparación La evaluación económica comparó las plantas TEG tradicionales con las bandejas de burbuja frente a las plantas de membrana polimérica PRISM®, suponiendo lo siguiente:

• Tasas de gas de alimentación que varían entre 500.000 y 4.500.000 Sm3 / día; • 20 años de vida de la planta;

Condiciones aguas arriba: Gas metano saturado con agua a una presión de 30 bar ya una temperatura de 30 ° C; Condiciones aguas abajo: gas metano deshidratado a una presión de 70 bar y un punto de rocío de -10 ° C. Las plantas TEG consideradas se clasificaron según la intensidad de las condiciones operativas mostradas en la Tabla 9.3.1

Tabla 9.3.1 Esquemas de referencia de plantas TEG

Todas las plantas TEG consideradas funcionan a una temperatura interna de 30 ° C. En el único caso LPC examinamos la condición adicional de una temperatura de gas de alimentación de 50 ° C con el objetivo de evaluar los efectos económicos de un ciclo de enfriamiento antes de la columna de deshidratación. El sistema de membrana funciona a 70 bar y 50 ° C, con un caudal de gas permeado del 7% del caudal de gas de alimentación a una presión de 2.5 bar. Dependiendo de la duración prevista del módulo de membrana, se consideraron tres alternativas:

• Alternativa 1: No se reemplazó la membrana durante los 20 años de vida; • Alternativa 2: Un reemplazo de membrana después de 10 años; • Alternativa 3: Dos reemplazos de membrana, después de 7 y 14 años.

Esquemadereferencia Caso Descripción

TEGHPC(Columnadealtapresión)

Columnadealtapresión(70bar);Elgastienequesercomprimidoyenfriadoantesdentrarenlacolumna

LT

Columnadebajapresion(30bar)ybajatemperaturadelgasdealimentación(30C):elgasentradirectamenteenlacolumna.

HT

Columnadebajapresion(30bar)yaltatemperaturadelgasdealimentación(50C):elgasseenfriaa30Cyseintroduceenlacolumna.

LPC(Columnadebajapresión)

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Todos los gastos típicos fueron analizados para los sistemas descritos anteriormente, definiendo el CAPEX y el gasto operativo (OPEX) de cada instalación. A continuación, se utilizaron los ítems como datos de entrada para la evaluación económica de las distintas tecnologías utilizando el VAN (Valor Actual Neto) o bien llamado NPV por sus siglas en inglés y una tasa de descuento del 5%.

9.4 Comparación CAPEX entre TEG y plantas de membrana Al comparar el CAPEX, analizamos los gastos incurridos en la construcción e instalación de los diferentes sistemas. Se estudiaron las partidas de costo directo (costos de equipo de separación, equipos auxiliares e instalación) y los costos indirectos (costo de ingeniería y plataforma asignada). El costo de separación y equipo auxiliar se obtuvo directamente de los fabricantes. Los costos de instalación se evaluaron como porcentaje de la cuantía de los costos de separación y equipo auxiliar (35% y 25% para TEG y plantas de membrana, respectivamente). El costo de ingeniería se evaluó como un porcentaje del 15% de la cantidad de costos directos [22] . Los resultados para CAPEX directo se muestran en la fig. 9.4.1.

Fig. 9.4.1 CAPEX Directo.

El análisis atribuyó una importancia fundamental a la evaluación del coste de la plataforma asignada, que representa el coste de la parte de plataforma ocupada por las plantas de deshidratación, ya que los tamaños y pesos de los sistemas que se comparaban eran muy diferentes y su reducción siempre debía perseguirse. Los coeficientes utilizados en el análisis se muestran en la Tabla 9.4.1. Los resultados, procesados sobre la solidez de los datos de las empresas especializadas y la literatura existente, se muestran en la fig. 11.3.2 [18] [19] [20] [21].

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Tabla 9.4.1 . Coeficientes de costo de la plataforma

Fig. 9.4.2 Costo de la plataforma asignado

El análisis del coste de la plataforma asignada (dependiendo de la velocidad del gas de alimentación) muestra que las plantas de membrana permiten un ahorro considerable en términos de peso y tamaño de la instalación para las bajas tasas de gas de alimentación. A medida que crece el tamaño de la planta, existe un crecimiento correspondiente en el número de módulos de membrana que tienen que ser instalados en paralelo, dando lugar a un mayor aumento en el tamaño y peso del patín de la membrana que en el caso de una planta TEG. Por lo tanto, en términos de coste de plataforma asignado, la ventaja de la planta de membrana es considerable para plataformas pequeñas, donde el espacio disponible para sistemas de deshidratación es limitado. Esta ventaja disminuye a medida que el caudal de gas de alimentación crece hasta alcanzar el punto de equilibrio para un caudal de gas de alimentación de 4.200.000 Sm3. Sobre este valor del flujo de gas de alimentación las plantas TEG son ventajosas (figura 9.4.2). En cuanto al CAPEX total, en comparación con la planta TEG tradicional, el desembolso inicial para una planta de membrana es (figura 9.4.3):

• Sólo inferior para las tasas de gas de alimentación hasta 850.000 Sm3/día; • Comparable, dependiendo de las condiciones de funcionamiento, entre 850.000 y

1.600.000 Sm3/día; • Mayor para las tasas de gas de alimentación de más de 1.600.000 Sm3/día.

El mayor aumento en el CAPEX para los sistemas de membrana más grandes frente a las plantas TEG se debe a la necesidad de comprar un mayor número de módulos de

Factordepeso

Area 7310USD/m^2 70%

Peso 3215USD/1000kg 30%

Costodeplataforma

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deshidratación, la mayor tasa del gas de alimentación que se está procesando. Los ítems de coste directo e indirecto para un caudal de gas de alimentación de 1.500.000 Sm3/día se muestran en la fig. 9.4.4.

Fig. 9.4.3. CAPEX

Fig. 9.4.4. Costo de artículos CAPEX

9.5 Comparación de OPEX entre TEG y plantas de membrana En cuanto al OPEX, analizamos los gastos que implica el funcionamiento de la planta durante toda su vida útil. Se estudiaron los siguientes elementos de costo:

• Mano de obra; • Agentes químicos;

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• Mantenimiento rutinario; • Mantenimiento extraordinario; • Energía.

Fig. 9.5.1. Gastos de mano de obra, mantenimiento corriente y agentes químicos.

El cálculo de los tres primeros puntos se hizo con referencia a la hipótesis mostrada en la Tabla 3 y los resultados obtenidos se muestran juntos en la fig. 11.4.1. Se encontró que los sistemas de membrana permiten un ahorro evidente en toda la gama de caudales de los gases de alimentación considerados, con una mayor ventaja absoluta cuanto mayor sea el caudal del gas de alimentación.

Tabla 9.5.1. Cálculo de la mano de obra, los agentes químicos y el mantenimiento rutinario

(Mano de obra + Agentes químicos+ Mantenimiento de rutina)TEG

10% de (CAPEX directo + Ingeniería)

(Mano de obra + Agentes químicos+ Mantenimiento de rutina)MEMBRANA

4% de (CAPEX directo + Ingeniería)

Por el contrario, para el coste de la energía necesaria para trabajar los compresores, el análisis mostró que la presencia del compresor de permeado hace que los nuevos sistemas de membrana sean claramente más caros que las plantas TEG en todo el intervalo de caudal de gas de alimentación considerado, A medida que aumenta el caudal de alimentación (figura 9.5.2). El costo de la energía se calculó suponiendo utilizar compresores de tipo impulsado por gas y evaluar su consumo de gas natural.

91

Fig. 9.5.2. Costo energético

Los costes de mantenimiento extraordinarios se calcularon calculando los gastos efectuados a intervalos regulares para las inspecciones de los absorbedores y columnas permanentes por parte de las autoridades de auditoría (para las plantas TEG) y para la sustitución periódica de los módulos de deshidratación asumiendo la progresiva pérdida de eficiencia declarada por el fabricante Las plantas de membrana). Se suponía que el extraordinario mantenimiento de los módulos de membrana era insignificante durante toda la vida útil del módulo.

9.6. Evaluación económica de las alternativas a través del método NPV (Valor Presente Neto) La aplicación del método NPV a los costes ilustrados anteriormente nos permitió comparar plantas TEG tradicionales y nuevos sistemas de membranas en la suposición de diferentes vidas de módulos de membrana. Se analizó la ventaja económica de cada una de las tres alternativas de membrana antes mencionadas con respecto a cada variable de configuración de TEG con las condiciones operativas de la planta. Membrana: Alternativa 1. Esto siempre demostró ser mejor que todas las configuraciones TEG posibles para caudales de gas de alimentación que varían entre 500.000 y 2.200.000 Sm3/día. Entre 2.200.000 y 3.350.000 Sm3/día, parece ser menos rentable que el TEG LPC-LT, pero más que el TEG HPC o TEG LPC-HT. Entre 3.350.000 y 4.350.000 Sm3/día sólo fue mejor que el TEG LPC-HT. Más de 4.350.000 Sm3/día nunca fue más rentable que cualquiera de las configuraciones del sistema TEG (figura 9.6.1).

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Fig. 9.6.1. Valor presente neto (NVP), Alternativa de membrana 1

Membrana: Alternativa 2. Esta fue siempre una buena opción con respecto a cualquiera de las configuraciones TEG para caudales de gas de alimentación que varían entre 500.000 y 1.600.000 Sm3 / día. Entre 1,600,000 y 2,500,000 Sm3 / día fue menos rentable que el TEG LPC-LT, pero más que el TEG HPC o TEG LPC-HT. Entre 2.500.000 y 3.250.000 Sm3 / día sólo fue mejor que el TEG LPC-HT. Más de 3.250.000 Sm3 / día nunca fue mejor que ninguna de las plantas TEG (fig.9.6.2) [21]

.

Fig. 9.6.2. Valor presente neto (NPV), Alternativa de membrana 2

Membrana: Alternativa 3. Esta alternativa siempre fue más rentable que las configuraciones TEG para caudales de gas de alimentación que varían entre 500.000 y 1.000.000 Sm3/día. De 1.000.000 a 1.900.000 Sm3 / día perdió su ventaja sobre el TEG LPC-LT, pero fue aún mejor que el TEG HPC y el TEG LPC-HT. Entre 1,900,000 y 2,400,000 Sm3/día todavía se desempeñó mejor que el TEG LPC-HT. Más de 2.400.000 Sm3/día siempre fue menos rentable que cualquiera de las plantas TEG (fig.9.6.3). [21]

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Fig. 9.6.3. Valor presente neto (NPV), Alternativa de membrana 3

Conclusiones Del análisis económico se verifica que la deshidratación por absorción es el método más económico de deshidratación, tanto en términos de la inversión total de capital como de los costes de fabricación. Del análisis de sensibilidad, el proceso de enfriamiento tiene variaciones más sensibles en el costo directo de fabricación. Se debe investigar el impacto de la elección del paquete de fluidos en la simulación de los procesos sobre la economía global de los dos procesos. La evaluación económica mostró que las plantas de deshidratación de membrana presentan mejor relación calidad-precio que el TEG sólo dependiendo de las vidas de membrana previstas, de los caudales de los gases de alimentación y de las condiciones de funcionamiento de la planta. Suponiendo que la vida de la membrana más probable es de 10 años, los sistemas de membrana selectiva sólo puede afirmar ser la tecnología más rentable para plataformas costa afuera de dimensiones limitadas (procesamiento de hasta 1.600.000 Sm3/día), mientras que definitivamente no ofrecen ninguna ventaja económica para medio A plataformas grandes (más de 3.250.000 Sm3/día). En cuanto a todas las situaciones posibles que se encuentren dentro de estas condiciones límite, la conveniencia de instalar una planta de deshidratación a base de módulos de membrana selectiva debe ser evaluada caso por caso, a la luz de las condiciones de funcionamiento con las que el sistema deberá trabajar.

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I9: http://www.ssb.no/elkraftpris

97

Apéndice A: Figura A.1: Diagrama de flujo UniSim para el proceso de absorción

.

98

Tabla A.1: Propiedades de las corrientes de alimentación, flujos de producto, corrientes de residuos y

corrientes de reciclado para el proceso de absorción.

Nombre A-Alimentación A-TEGmakeup A-gasprocesado A-Desecho A-10 A-20Fraccióndevapor 1 0 1 0 0 1

Temperatura[C] 50 55 52.93 60 55 549.3

Presión[kPa] 7000 200 7000 100 200 7000

Flujomolar[kmol/h] 20000 0.0278 19920.4 79.62 70.99 19.67

Flujodecalor[kJ/h] -1.47E+09 -2.17E+04 -1.44E+09 -2.26E+07 -5.58E+07 -1.48E+06

Metano 0.886 0 0.8895 0 0.0009 0.6772

Etano 0.037 0 0.0371 0 0.0001 0.0332

Propano 0.015 0 0.0151 0 0 0.0145

i-Butano 0.003 0 0.003 0 0 0.0023

n-Butano 0.005 0 0.005 0 0 0.0039

Nitrogeno 0.05 0 0.0502 0.0001 0.0001 0.0688

Agua 0.004 0.1126 0 1 0.0051 0.1992

TEG 0 0.8874 0 0 0.9937 0.0009

Fraccionesmolares

99

Figura A.2: Hoja de flujo UniSim para el proceso de enfriamiento.

100

Tabla A.3: Propiedades de las corrientes de alimentación, flujos de producto, corrientes de residuos y corrientes de reciclado para el proceso de enfriamiento.

Nombre C-Alimentación C-TEGentrada C-gasprocesado C-Desecho3 C-vapor2 C-reciclo4Fraccióndevapor 0.9984 0 1 0 1 0

Temperatura[C] 50 50 49.07 -3 60 48.82

Presión[kPa] 7000 7000 7000 7000 100 7000

Flujomolar[kmol/h] 20000 4.89E-07 19920 123.9 1.576 76

Flujodecalor[kJ/h] -1.47E+09 -3.59E-01 -1.44E+09 -7.17E+07 1.36E+04 -5.71E+07

Metano 0.886 0 0.8896 0.0051 0.4033 0

Etano 0.015 0 0.0151 0.003 0.0247 0

Propano 0.037 0 0.0371 0.0007 0.0579 0

i-Butano 0.003 0 0.003 0 0.0011 0

n-Butano 0.005 0 0.005 0 0.0021 0

Nitrogeno 0.05 0 0.0502 0.0039 0.3074 0

Agua 0.004 0.1126 0 0.4255 0.2033 0

TEG 0 0.8874 0 0.5643 0 0.92

Fraccionesmolares

101

Apéndice B Figura B.1: Diagrama de presión de entalpía para el propano.