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A la gloriosa Universidad Central.
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CONTENIDO
pág.
CAPITULO 1: INTRODUCCIÓN .................................................................. 1
1.1. Antecedentes .................................................................................... 1
1.2. Ubicación ........................................................................................... 2
1.3. Objetivos específicos ........................................................................ 2
1.4. Justificación ....................................................................................... 3
CAPITULO 2: MARCO TEÓRICO ............................................................... 6
2.1. Aprovechamiento de gas natural en forma dual en motores del
ciclo diesel ................................................................................................ 7
2.2. Sistemas de tratamiento de gas natural ....................................... 8
2.3. Membranas de filtración selectiva en tratamiento de gas. ......... 11
2.4. Procesos de deshidratación ....................................................... 13
CAPITULO 3: ANÁLISIS DE VARIACIÓN EN CANTIDAD Y CALIDAD
DEL GAS ................................................................................................... 14
3.1. Gas de alta presión ......................................................................... 14
3.2. Gas de media presión ..................................................................... 27
3.3. Gas de baja presión ........................................................................ 44
3.4. Estimación de variaciones futuras .................................................. 46
CAPITULO 4: ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DE LAS
ALTERNATIVAS DE TRATAMIENTO DE GAS ........................................ 48
4.1. Análisis sistema actual suministro de gas a GD’s .......................... 48
4.2. Análisis técnico alternativas estabilización de gas a generación ... 51
4.2.1. Alternativa Nº 1: Instalación de válvulas de control más pulmón
amortiguador en succión C-9300/9400 .................................................. 51
4.2.2. Alternativa Nº 2: Instalar acumulador de gas en los
compresores C-9300/9400 ..................................................................... 57
4.2.3. Alternativa Nº 3: Almacenamiento de gas asociado del EPF en
fase líquida. ............................................................................................ 71
4.2.4. Alternativa Nº 4: Recuperación de condensados para
generación en GD’s. .............................................................................. 80
vii
4.2.5. Alternativa Nº 5: Instalación de línea para manejo de picos de
gas en el EPF. ........................................................................................ 85
4.3. Estimación de costos ...................................................................... 89
4.3.1. Consideraciones generales para la estimación de costos ...... 89
4.3.2. Hipótesis y suposiciones para la estimación de costos .......... 90
4.3.3. Estimación de costos clase V ................................................. 91
4.4. Criterios de selección para la estabilidad de gas para generación
eléctrica .................................................................................................. 96
4.5. Procedimiento de elaboración matriz de selección ........................ 99
4.6. Matriz de evaluación para el alternativas estabilización de gas a C-
9300/9400 y/o Generación con GD's. .................................................. 100
CAPITULO 5: INGENIERÍA ACONDICIONAMIENTO DEL GAS ........... 104
5.1. Bases y criterios de diseño. ...................................................... 104
5.2. Balance de masa y energía ...................................................... 109
5.3. Esquema de la simulación ........................................................ 110
5.4. Memoria de cálculo de separadores ........................................ 111
5.5. Memoria de cálculo de intercambiadores de calor ................... 115
5.5.1. Propiedades de los fluidos .................................................... 115
5.5.2. Condiciones de diseño .......................................................... 115
5.5.3. Hoja de datos ......................................................................... 116
5.5.4. Resultados ............................................................................. 117
5.5.5. Verificación de aeroenfriadores ............................................. 117
5.5.6. Evaluación de equipos .......................................................... 117
5.6. Filosofía de operación y control ................................................ 119
CAPITULO 6: SISTEMA DE GENERACIÓN ........................................... 128
6.1. Sistema de generación GD. ..................................................... 128
6.2. Descripción de funcionamiento del sistema Dual .................... 129
CAPITULO 7: RESULTADOS ................................................................. 131
7.1. Alternativas de tratamiento de gas ........................................... 131
7.2. Separadores ............................................................................. 132
7.3. Aero enfriadores ....................................................................... 132
7.4. Planta de ajuste de punto de rocío ........................................... 133
7.5. Compresor ................................................................................ 133
CAPITULO 8: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................... 134
viii
8.1. Conclusiones ............................................................................ 134
8.2. Recomendaciones .................................................................... 135
ABREVIATURAS ..................................................................................... 136
GLOSARIO .............................................................................................. 137
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................ 138
ANEXO A.- Pronóstico de producción. Extracto de “Matriz Energética del
EPF” ......................................................................................................... 141
ANEXO B.- Registro de cromatografías a la salida de separadores (alta
presión) .................................................................................................... 143
ANEXO C.- Propiedades del gas de alta presión .................................... 146
ANEXO D.- Registro de cromatografías a la salida de V-190 (media
presión) .................................................................................................... 148
ANEXO E.- Propiedades del gas de media presión del OFV V-190 ....... 151
ANEXO F.- Registro de cromatografías a la salida de V-195 (media
presión) .................................................................................................... 153
ANEXO G.- Propiedades del gas de media presión de OFV V-195 ....... 155
ANEXO H.- Cromatografías del gas de baja presión .............................. 156
ANEXO I.- Propiedades del gas de baja presión .................................... 156
ANEXO J.- Especificaciones generales de gas combustible para
generadores Wartsila ............................................................................... 157
ANEXO K.- Especificaciones de gas combustible para motores Wartsila
34SG ........................................................................................................ 158
ANEXO L.- Inlet 3 phase separator (gas scrubber) ................................. 159
ANEXO N.- High pressure 3 phase separator ......................................... 163
ANEXO O.- Accumulator V-905 ............................................................... 165
ANEXO P.- E-625 Flujo de verificación 1,2 MMSCFD ............................ 166
ANEXO Q.- E-626 Flujo de verificación 6,1 MMSCFD ............................ 167
ANEXO R.- Hoja de datos Smithco E-625 .............................................. 168
ANEXO S.- Reporte de calibracaión de cromatógrafo. ........................... 169
BIOGRAFÍA ............................................................................................. 170
ix
LISTADO DE TABLAS
Tabla 1. 1 Actual Capacidad nominal de generación instalada .................. 3
Tabla 3. 1. Promedio, máximo y mínimo de producción que ingresa al EPF
para el período 2012 - 2021 ...................................................................... 15
Tabla 3. 2. Proyección del contenido de Metano en la corriente gaseosa
producida en los separadores primarios en base al histórico registrado .. 17
Tabla 3. 3. Proyección del contenido de CO2 en la corriente gaseosa
producida en los separadores primarios en base al histórico registrado .. 20
Tabla 3. 4. Proyección de valores de poder calórico inferior en la corriente
gaseosa producida en los separadores primarios en base al histórico
registrado ................................................................................................... 23
Tabla 3. 5. Proyección del contenido de CO2 en la corriente de gas
producida en el OFV V-190, en base al histórico registrado ..................... 28
Tabla 3. 6. Proyección del contenido de CH4 en la corriente gaseosa
producida en el OFV V-190, en base al histórico registrado ..................... 30
Tabla 3. 7. Proyección del valor de poder calórico inferior en la corriente
de gas producida del OFV V-190, en base al histórico registrado ............ 33
Tabla 3. 8. Proyección del contenido de CO2 en la corriente de gas
producida en el OFV V-195, en base al histórico registrado ..................... 36
Tabla 3. 9. Proyección del contenido de CH4 en la corriente de gas
producida en el OFV V-195, en base al histórico registrado ..................... 39
Tabla 3. 10. Proyección del valor de LHV en la corriente de gas producida
en el OFV V-195, en base al histórico registrado ...................................... 41
Tabla 3. 11. Composición del gas producido en las botas V-401/406 ...... 44
Tabla 4. 1Simbología utilizada en la Figura 4.1 ........................................ 49
Tabla 4. 2. Resumen de ventajas y desventajas alternativa N° 1. ............ 54
Tabla 4. 3. Variación de presión por unidad de tiempo sistema de .......... 56
Tabla 4. 4. Ventajas y desventajas alternativa N° 2.1 ............................... 61
Tabla 4. 5. Expansión del gas desde la segunda etapa de compresión C-
9300/9400. ................................................................................................. 63
x
Tabla 4. 6. Acumulador de gas a las condiciones de la segunda etapa de
compresión C-9300/9400. ......................................................................... 65
Tabla 4. 7. Ventajas y desventajas alternativa N° 2.2 ............................... 66
Tabla 4. 8. Expansión del gas desde la segunda etapa de compresión C-
9300/9400. ................................................................................................. 69
Tabla 4. 9. Acumulador de gas a las condiciones de la cuarta etapa de
compresión C-9300/9400. ......................................................................... 70
Tabla 4. 10. Especificaciones generales requeridas para licuefacción del
gas natural (LNG). ..................................................................................... 73
Tabla 4. 11. Composición gas de la cuarta etapa C-9300/9400. .............. 74
Tabla 4. 12. Ventajas y desventajas alternativa N° 3 ................................ 78
Tabla 4. 13. Resumen de ventajas y desventajas alternativa N° 4 ........... 82
Tabla 4. 14. Consumo de energía eléctrica opción Nº 1. .......................... 83
Tabla 4. 15. Potencia de equipos de procesos involucrados en la
alternativa. ................................................................................................. 84
Tabla 4. 16. Tiempo de autonomía de ducto para almacenaje de picos de
gas. ............................................................................................................ 88
Tabla 4. 17. Ventajas y desventajas alternativa N° 5 ................................ 89
Tabla 4. 18. Instalación de válvulas de control más pulmón ..................... 92
Tabla 4. 19. Instalar acumulador de gas en los compresores C-9300/9400.
................................................................................................................... 93
Tabla 4. 20. Recuperación de condensados para generación en GD’s. .. 94
Tabla 4. 21. Instalación de línea para manejo de picos de gas en el EPF.
................................................................................................................... 95
Tabla 4. 22. Grado de importancia de los criterios a evaluar .................... 99
Tabla 4. 23. Ponderación de cada opción con respecto a cada factor ... 100
Tabla 5. 1. Condiciones ambientales del EPF ....................................... 104
Tabla 5. 2. Criterios máximos de diseño ................................................. 107
Tabla 5. 3. Condiciones de operación ..................................................... 112
Tabla 5. 4. Parámetros de verificación .................................................... 112
Tabla 5. 5. Dimensiones separadores ..................................................... 113
Tabla 5. 6. Acumulador de líquido .......................................................... 114
Tabla 5. 7. Validación de separadores ................................................... 114
xi
Tabla 5. 8. Condiciones de diseño intercambiadores de calor ............... 116
Tabla 5. 9. Resultados intercambiadores de calor .................................. 117
Tabla 5. 10. Sistema de pre-enfriamiento ............................................... 118
Tabla 5. 11. Características del diseño intercambiadores de calor ........ 118
Tabla 5. 12. Condiciones de verificación de aero enfriadores ................ 119
Tabla 5. 13. Resultados verificación intercambiadores ........................... 119
xii
LISTADO DE FIGURAS
Figura 2. 1. Ciclo Brayton ............................................................................ 8
Figura 3. 1. Esquema de deshidratación de Crudo y separación de gas en cada etapa de deshidratación………………………………………………..14
Figura 3. 2. Pronóstico de producción de gas para el período 2012 – 2021 en el fluido de ingreso al EPF. ................................................................... 16
Figura 3. 3. Regresión del contenido de CH4 en la corriente gaseosa de alta presión ................................................................................................ 19
Figura 3. 4. Regresión del contenido de CO2 en la corriente gaseosa de alta presión ................................................................................................ 22
Figura 3. 5. Regresión de valores de poder calórico inferior en la corriente gaseosa de alta presión ............................................................................. 25
Figura 3. 6. Gráfico de fluctuación de producción de gas de alta presión en función del tiempo para los valores registrados en el EPF ....................... 27
Figura 3. 7. Regresión del contenido de CO2 para el OFV V-190 ............ 30
Figura 3. 8. Regresión del contenido de CH4 en la corriente de gas del . 32
Figura 3. 9. Evolución de la composición del gas producido en el OFV V-190 ............................................................................................................. 35
Figura 3. 10. Regresión del valor de LHV en la corriente de gas del OFV V-190 .......................................................................................................... 36
Figura 3. 11. Regresión del contenido de CO2 del OFV V-195 ................ 38
Figura 3. 12. Regresión del contenido de CH4 de la corriente ................. 41
Figura 3. 13. Evolución de la composición del gas de media presión del OFV V-195 ................................................................................................. 43
Figura 3. 14. Regresión del LHV de la corriente gaseosa......................... 44
Figura 4. 1. Esquema dinámica actual del sistema de gas hacia GD’s del
EPF…………………………………………………………………………….. 48
Figura 4. 2. Dimensiones del pulmón………………………………………. 56
Figura 4. 3. Alternativa pulmón amortiguador……………………………… 57
Figura 4. 4. Principio de funcionamiento acumulador de gas alternativa Nº
2………………………………………………………………………………… 59
xiii
Figura 4. 5. Esquemas de instalación alternativa Nº 2……………………. 60
Figura 4. 6. Dimensiones del acumulador de gas requerido……………... 66
Figura 4. 7. Dimensiones del acumulador de gas…………………………. 71
Figura 4. 8. Envolvente de fases para el gas del EPF……………………. 75
Figura 4. 9. Alternativa uso de condensado para inyección en GD’s…… 81
Figura 4. 10. Volumen dispone de pipeline para almacenamiento de gas
en el EPF………………………………………………………………………. 88
Figura 5. 1. Esquema de tratamiento de gas ……………………………..111
Figura 6.1. Fuel gas flow for the engines at full engine load……………. 128
Figura 6. 2. Rampa de carga……………………………………………...128
Figura 6.3. Fuel gas flow increase within time (load ramp 30 kW/s)…… 129
Figura 6. 4. Combustión dual sistema de generación…………………… 130
xiv
RESUMEN
TRATAMIENTO DE GAS ASOCIADO PARA USO COMO COMBUSTIBLE
PARA GENERACIÓN ELECTRICA EN EL BLOQUE 12 EPF
El presente trabajo de grado tiene por objetivo determinar las variaciones
de la cantidad y calidad de gas asociado, que se producen en el Campo
EPF, para optimizar el uso de gas para generación eléctrica. Se determina
en función de datos experimentales cuales serían las composiciones
futuras de gas, tomando como dato de partida las fluctuaciones de
volumen y composición actuales. Se realizó un análisis de alternativas de
selección de procesamiento de gas, y se concluyó que la mejor manera
de optimizar el gas para generación eléctrica es utilizar el gas y el
condensado formado en las etapas de tratamiento de gas, en dos
sistemas independientes de generación, uno que solo utiliza gas, y otro
que permite trabajar con mezclas de combustibles. Se realizó la ingeniería
básica para determinar el dimensionamiento de equipos requeridos y la
filosofía de operación de los mismos. Los resultados obtenidos muestran
que se puede llegar a optimizar hasta 5.5 millones de pies cúbicos en
condiciones estándares por día. Se concluye que la mejor manera de
utilizar el gas asociado es utilizando dos tipos de tecnologías. Una
tecnología que utiliza solo gas, y otra tecnología que utiliza una mezcla
entre crudo, condensado y gas asociado, es decir motor de combustión
interna dual.
Descriptores: GAS ASOCIADO / TRATAMIENTO DE GAS /
FLUCTUACIONES DE VOLUMEN Y COMPOSICIÓN DE GAS /
GENERACIÓN ELÉCTRICA / MOTORES DE COMBUSTIÓN DUALES /
ALTERNATIVAS DE SELECIÓN DE PROCESAMIENTO DE GAS
xv
ABSTRACT
ASSOCIATED GAS TREATMENT FOR USE LIKE A FUEL FOR POWER
GENERATION AT BLOCK 12 EPF
This paper grade is to determine variations in the quantity and quality of
associated gas that occur in the field EPF to optimize its use for power
generation, it is determined based on experimental data which will be the
future compositions, using as starting data the fluctuations and
compositions. The process gas treatment was defined an alternative
selection analysis and concluded that the best way to optimize the gas for
power generation is use the gas and the condensate formed in the gas
treatment stages in two independent systems of power generation, one
that only uses treated gas, and another that allows working with fuel
mixtures.
Basic engineering was performed to determine the sizing required
equipment and the operating philosophy of the process. The results
obtained show that this project can get to optimize up to 5.5 million cubic
feet at standard conditions per day. It is concluded that the best way to
use the associated gas is using two types of technologies. One technology
that uses only gas and other technology that uses a mix of oil,
condensates and associated gas, in other words, dual combustion
engines.
Keyworks: ASSOCIATED GAS/ GAS TREATMENT/ GAS
COMPOSITION AND VOLUMEN FLUCTUATIONS/ POWER
GENERATION / DUAL COMBUSTION ENGINES / ALTERNATIVES
SELCTION FOR PROCESS GAS TREATMENT
xvii
1
CAPITULO 1: INTRODUCCIÓN
1.1. Antecedentes
En la construcción de las facilidades de Eden Yuturi, se concibieron
facilidades para utilizar el gas para generación, Sistema de generación en
base a generadores Wartsila 34SG (SG), y también tienen instalados
generadores a Crudo 16W32(LN).
Con estos dos sistemas se abastece la demanda eléctrica de todo el
Campo Petrolero.
En la condición actual de operación se está aprovechando parcialmente el
gas, ya que el gas del cual se dispone, tiene flujo intermitente, el gas está
asociado a los baches de agua y crudo que llegan a la estación, el gas
que no puede captar el sistema se quema en el flare. Por esta razón para
completar la demanda eléctrica se utiliza crudo, el cual podría ser
comercializado.
La salida de gas de los separadores trifásicos se hace a
aproximadamente 100psig y 163°F, condición de ingreso a los aero
enfriadores, donde se enfría el gas para despojarlo de partículas pesadas
en un Scrubber, a continuación pasa el gas por la planta de tratamiento de
gas de Petroamazonas (PAM). El gas seco sale a 80 psig y 85ºF,
condiciones de ingreso a generadores SG.
La planta de tratamiento de PAM está compuesta por un sistema de pre-
enfriamiento, la cual utiliza el gas ya tratado para enfriar el gas de entrada
a la planta, a continuación el gas pasa por un sistema de unidades de
refrigeración, las cuales enfrían el gas para garantizar las condiciones
requeridas de punto de rocío, luego el gas pasa por un separador aguas
abajo, donde se retienen los condensados formados en el equipo
anteriormente mencionado.
2
Aguas abajo de este último separador se encuentra una válvula reductora
de presión la cual regula la presión a 80 psig aproximadamente, según el
requerimiento de gas de los generadores.
Existen otros consumos de gas (gas de purga y gas blanket) los cuales
son alimentados desde una bifurcación en la línea aguas abajo del
sistema de tratamiento de gas.
Debido a la variación de gas tanto en caudal como en composición, solo
se ha logrado optimizar hasta 2.4 MMSCFD, utilizados para generación en
el Sistema SG, cuando el campo tiene un promedio de producción de gas
de aproximadamente 7 MMSCFD.
1.2. Ubicación
El Bloque 12, se encuentra ubicado al sureste del oriente Ecuatoriano, en
la provincia de Orellana.
1.3. Objetivos específicos
Predecir el comportamiento del gas asociado del Bloque 12, tanto en las
fluctuaciones de caudal y de composición.
Desarrollar la ingeniería para utilizar el gas asociado que actualmente es
quemado, como combustible para la generación de energía eléctrica.
Diseñar un sistema de tratamiento de gas, que permita optimizar el gas en
forma significativa, ya sea diseñando pulmones de gas o diseñando el
sistema para que el consumo de gas a generación sea variable de
acuerdo al comportamiento del gas, manteniendo la carga eléctrica
constante.
3
1.4. Justificación
En la actualidad, la generación de energía eléctrica en Edén Yuturi se
encuentra centralizada en el EPF, donde se cuenta con 11 moto-
generadores para atender el total de la demanda de generación en Edén
Yuturi.
Los moto-generadores existentes son alimentados unos con crudo y otros
con gas combustible, el que se obtiene a partir del gas asociado al
petróleo producido en la estación. La capacidad de generación nominal
total y por tipo de combustible existente en el EPF se resume en el cuadro
siguiente:
Tabla 1. 1 Actual Capacidad nominal de generación instalada
Locación
Actual capacidad nominal de
generación instalada
Gas Crudo Total
kW kW kW
EPF 16.770 55.700 72.470
Con respecto al gas disponible en las facilidades, actualmente en el EPF
se producen alrededor de 7,2 MMSCFD. Para la generación de energía se
utilizan aproximadamente 2,0 MMSCFD y se generan alrededor de 7,5
MW. El gas restante, 5,2 MMSCFD son quemados en el Flare del EPF.
A partir de esta información, se infieren lo siguiente:
Las instalaciones para generación a gas existentes en el EPF,
están siendo subutilizadas.
El gas quemado en el Flare representa una importante fuente de
energía que está siendo desperdiciada. De acuerdo al caudal de
gas producido en la estación, el potencial actual de generación de
energía en el EPF está en el orden de los 27 MW/día; y el 72% de
este potencial; 19,5 MW/día están siendo quemados en un Flare.
Reducir el caudal de gas que se quema en el Flare acarrea un
beneficio adicional ya que implica una reducción de emisiones a la
atmósfera.
4
Aumentar el consumo de gas combustible para la generación de
energía implica una reducción del consumo de crudo para
generación de energía lo que significa un ahorro para
Petroamazonas.
Bajo este escenario, Petroamazonas puede maximizar el uso de gas
asociado como gas combustible en el EPF del Edén Yuturi. Se van a
considerar las diversas variables que pueden afectar las previsiones de
generación con gas; proyecciones de producción de agua, gas y petróleo
en los años venideros y futuras demandas de energía, requerimientos de
calidad del gas combustible para generadores, rendimientos de
generadores a gas, etc.
A partir de la evaluación de todas estas variables, se ha determinado que
el proyecto de optimización de la generación de energía con gas en el
EPF del EdenYuturi puede desarrollarse en 2 fases en el tiempo.
En la Fase 1 del proyecto, se pretende maximizar el uso del gas
asociado como gas combustible, maximizando la generación de
energía en los generadores a gas existentes en la estación objetivo
de generación con gas es de 13,5 MW/día.
La Fase 2 del proyecto es consecutiva de la Fase 1, y en la misma
se plantea aumentar la generación de energía con gas hasta llegar
a un máximo de 34,8 MW en el lapso de 1 año. Para esto, adicional
a los 13,5 MW/día obtenidos en la Fase 1, se pretenden generar
21,3 MW/día adicionales en 4 generadores a crudo existentes en la
estación que serán transformados a generadores gas – crudo.
La implementación de estas fases en el tiempo, se resume en la siguiente
figura, donde se grafican en el tiempo el potencial de generación con gas,
la generación efectiva a gas y el gas quemado en el Flare.
5
Figura 1. 1 Línea del tiempo para aprovechar la energía
desperdiciada en el flare
La presente tesis plantearán las modificaciones que deben hacerse en
estas facilidades para cumplir con los objetivos de generación de energía
con gas planteados en las 2 fases del proyecto.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
MW
Potencial de Gas Quemado en Flare (MW)
Objetivo Generación Eléctrica a Gas (MW)
Potencial de generación de Energía eléctrica con Gas Propio del ILYP(MW)
FASE 1 FASE 2
6
CAPITULO 2: MARCO TEÓRICO
Para tratar el gas y optimizarlo para el consumo eléctrico, se requiere
conocer su comportamiento, tanto en cantidad como en calidad.
En cuanto a la calidad del gas, basados en un historial de cromatografías
tomadas a lo largo de los dos últimos años se evidencia un incremento del
CO2 en el tiempo, esto se debe a que el corte de agua se incrementa con
el tiempo, y el agua de formación al ser agua carbonatada, incrementa el
porcentaje de CO2 en el gas asociado.
“Calcium carbonate can be precipitated from water by heating, increasing
pH or by a loss of carbon dioxide (CO2) from the water”, ver [7] (EPT 02-
T-02 ExxonMobil Practice Tutorial , Semtember 1992 pág. 28)
Se debe determinar la relación matemática que permita predecir la calidad
del gas en el tiempo, lo cual permita realizar un correcto diseño del
sistema de tratamiento de gas.
En forma adicional al comportamiento del gas solo por el incremento de
agua en la producción de petróleo, también se debe considerar el hecho
que se incrementan nuevos pozos, procedentes de diferentes arenas de
formación, lo cual hace muy difícil el predecir este tipo de comportamiento
del gas, teniendo que realizar una extrapolación en base a una data
experimental.
En cuanto a la variación de caudales de gas, esto se debe a que el crudo
es transportado desde los pozos a la central de procesamiento en fluido
multifásico, y debido a la topografía de la zona y el trazado de las
tuberías, el patrón de flujo es slug, lo cual conlleva a que se reciba
bolsones de gas, en lugar de recibir una flujo continuo de gas.
7
En cuanto al tratamiento de gas, se considera que los componentes
pesados, otorga mayor poder calórico al gas, y los mismos intervienen en
el equilibrio líquido-vapor en los separadores de producción, haciendo
coincidir a la misma presión del separador la temperatura de operación y
la temperatura de rocío del gas.
El tratamiento para llevar el gas a una especificación para ser quemado
en una máquina de combustión, conlleva a que se garantice que el gas no
presenta formación de condensados, con lo cual se requiere establecer
una diferencia entre el temperatura del rocío del gas y la temperatura de
admisión del gas a la máquina.
Esto se puede realizar, incrementando la temperatura del gas al ingreso a
la máquina, o tratando el gas a través de una planta de ajuste de punto de
roció.
En cuanto a la variación brusca del caudal de gas, se requiere que el
sistema de generación trabaje con dos combustibles, de tal manera que
se compense la disminución de un combustible con el otro, en este caso
el combustible de los moto-generadores será gas y petróleo, esto con la
consideración que la demanda eléctrica nunca puede ser desabastecida,
por lo que las transiciones de los dos combustible tienen que mantener la
carga eléctrica.
2.1. Aprovechamiento de gas natural en forma dual en motores del
ciclo diesel
A diferencia de los motores convencionales del ciclo diésel, el motor que
puede utilizar gas y diésel/crudo utilizan el ciclo Brayton,, también
conocido como ciclo Joule o ciclo Froude, es un ciclo termodinámico
consistente, en su forma más sencilla, en una etapa de compresión
adiabática, una etapa de calentamiento isobárico y una expansión
adiabática de un fluido termodinámico compresible. Es uno de los ciclos
termodinámicos de más amplia aplicación, al ser la base del motor de
turbina de gas, por lo que el producto del ciclo puede ir desde un trabajo
mecánico que se emplee para la producción de electricidad en los
quemado
industrias
marinos,
aerorreac
El ciclo B
combinac
denomina
2.2. S
Existen
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luego de
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diferencia
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el gas
s de
xistan
as de
2 del
estar
9
presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el
H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto
hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los
niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se
conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos,
y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas
agrio.
Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2
en un gas se pueden mencionar:
- Toxicidad del H2S.
- Corrosión por presencia de H2S y CO2.
- En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente
tóxico y corrosivo.
- Disminución del poder calorífico del gas.
- Promoción de la formación de hidratos.
- Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es
necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica.
- Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de
carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores
bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos
que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben
eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.
La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a
dar en diferentes unidades. La conversión de un sistema de unidades a
otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente:
1 grano = 0,064798 g
Peso molecular del H2S = 34.
ppm (V) = %(V)*104
Granos/100PCN = (5.1)
Miligramos/m³ = (5.2)
Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V) es
la concentración en partes por millón por volumen.
Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de
cinco etapas
10
i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de
contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de
endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o
al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los
contenidos aceptables.
ii) Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases
ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve
los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva
etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son
obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es
posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos
(RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).
iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente
tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre
elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta
unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero
cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad
recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en
azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad
recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el
azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces,
para comercializarlo.
iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad
recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S
eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo
de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de
seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la
remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo
a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la
unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S
removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si
existe unidad recuperadora.
v) Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza
del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun
11
así no es recomendable descargarlo a la atmósfera y por eso se
envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el
H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante
que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de
endulzamiento.”, ver [8] (ES.WIKIPEDIA.ORG)
2.3. Membranas de filtración selectiva en tratamiento de gas.
Este proceso es el más reciente en su desarrollo e implantación. Su mejor
servicio es para la remoción de CO2, y en la separación del H2 y NH3 en
gases de refinerías.
Las membranas consisten en una película de polímero ultra delgado. El
paquete está fijado en un recipiente cilíndrico a presión el cual
típicamente son de 4 - 8 pulgadas de diámetro externo (DE) por 4 - 5 pies
de lago. Los elementos son combinados en paralelos y/o series.
La permeación de la tasa de flujo de algún gas está dado por la siguiente
relación:
Tasa Permeación= Coeficiente Permeabilidad x Área Membrana x Presión
Parcial a través de la membrana.
La permeación del gas en el transporte de las moléculas del gas a través
de una película poliédrica en una región desde alta presión a baja presión
y a diferente tasas debido a las diferencias en la difusividad y solubilidad
de las moléculas. La eficiencia de separación está afectada por la
composición del gas, el diferencial de presión, relación de presión, factor
de separación y temperatura. La caída de presión a través de la
membrana es alta, ya que el gas permea a baja presión.
“La filtración selectiva consiste en que una membrana polimérica se usa
para separar compuestos gaseosos como CO2, H2S y agua de un gas
natural cuando se somete a una presión diferencial.
12
En los procesos con membranas semipermeables el gas entra a un
recipiente que posee dos zonas de presiones diferentes separadas por
una membrana. El gas entra a la zona de presión más alta y
selectivamente va perdiendo los componentes que se puedan permear a
través de la membrana hacia la zona de menor presión. Se podrán
permear los componentes que tengan afinidad por la membrana.
La membrana tiene una afinidad muy alta por el agua, el H2S y el CO2 y
baja por hidrocarburos tal como CH4, C2H6”.[ 16]
El gas entra al recipiente donde está instalada la membrana y queda por
encima de ésta. Por debajo de la membrana se tiene una presión menor y
por lo tanto el gas tratará de pasar pero sólo lo harán las moléculas que
tienen afinidad por la membrana, o sea los contaminantes del gas, aunque
también pasará algo de hidrocarburos dependiendo de la diferencia de
presión a ambos lados de la membrana, el contenido de contaminantes y
la permeabilidad de la membrana.
De todas maneras, la mayor parte de las moléculas de hidrocarburos no
pasarán la membrana y saldrán del recipiente con un contenido más bajo
de contaminantes. Si se logra que la membrana baje el contenido de
contaminantes en el gas a valores tan bajos como los que se consiguen
con los tratamientos convencionales para remover CO2, H2S y agua,
estos podrán ser sustituidos por las membranas especialmente en
plataformas de producción por disminución en peso y requerimientos de
espacio de la instalación.
“La zona de alta presión puede ser el interior o el exterior de los capilares,
pero en todos los casos el gas a tratar entra por la zona de alta presión y
ya tratado sale por la misma zona de alta presión; los gases removidos, o
sea los gases ácidos, salen por la zona de baja presión. La zona de baja
presión está a una presión del 10 al 20% de la presión alta.”[ 16]
[16] Mayores detalles se encuentran en (Permeation Membranes can Efficiently Replace Conventional Gas Treatment Processes, 1987) [16] Mayores detalles se encuentran en (Permeation Membranes can Efficiently Replace Conventional Gas Treatment Processes, 1987)
13
2.4. Procesos de deshidratación
La deshidratación del gas natural puede hacerse con los siguientes
procesos:
Proceso de Absorción: Este proceso para la deshidratación de gas
natural se basa en la absorción del agua contenida en el gas a alta
presión y baja temperatura utilizando como líquido absorbente el
trietilenglicol y la posterior reconcentración (llamada regeneración) de la
solución trietilenglicol-agua por destilación a baja presión y alta
temperatura para su reutilización continua en el proceso., ver [19]
(Tecnologías para el procesamiento del gas natural, 2011 pág. 17)
Proceso de Adsorción: Proceso que utiliza un sólido que adsorbe el
agua específicamente, como el tamiz molecular (molecular sieve), gel de
sílice (silica gel) y aluminatos. Su aplicación es para remover a muy bajos
niveles (ppm) de agua en el gas deshidratado.
Proceso de Expansión: Proceso que reduce la presión del gas con
válvula de expansión y luego separando la fase líquida que se forma.
Proceso de Inyección: Proceso que se basa en la inyección de un
líquido reductor del punto de rocío como el metanol.
14
CAPITULO 3: ANÁLISIS DE VARIACIÓN EN CANTIDAD Y
CALIDAD DEL GAS
3.1. Gas de alta presión
Primeramente, se analiza el gas obtenido en los separadores primarios
V-120/130/140/150 y V-20160. Un aspecto importante a tener en cuenta
mediante el estudio del comportamiento de la producción de gas, es la
evolución de la composición del gas en el tiempo, ya que este gas se
utiliza como combustible en los generadores Wartsila 32GD. Para esto, se
analiza cómo varía el contenido de CO2 y de CH4 con el tiempo, así como
del poder calórico inferior, en función del registro histórico de los
resultados de cromatografías realizadas a muestras tomadas en la
corriente de salida de gas de los separadores. Se dispone de 48
mediciones, realizadas durante el período desde el 21/02/2010 hasta el
27/05/2012 ver ANEXO B.
Con el objetivo de entender con mayor facilidad las diferentes etapas de
separación de gas, se presenta la siguiente figura.
Figura 3. 1. Esquema de deshidratación de Crudo y separación de
gas en cada etapa de deshidratación.
15
De acuerdo al pronóstico de producción, la evolución de la producción de
gas de alta presión en el tiempo se puede estudiar en base del pronóstico
de producción de Petroamazonas, en la Matriz Energética (ver anexo A),
en la que se incluyen datos de producción de agua, crudo y gas para el
Bloque 12, Pañacocha y Bloque 31. A continuación, se presenta un
cuadro que indica el promedio, el máximo y el mínimo de producción total
(BL12, Pañacocha y BL31) de gas, crudo y agua que ingresa al EPF.
Tabla 3. 1. Promedio, máximo y mínimo de producción que ingresa al
EPF para el período 2012 - 2021
Corriente Unidades Promedio Máximo Mínimo
Crudo BOPD 27.689 42.958 10.278
Agua BWPD 309.281 424.464 139.251
Fluido BFPD 336.970 459.865 149.529
Gas MMSCFD 3.43 7.20 1.09
FUENTE: PAM, Extracto Matriz Energética del EPF 2010. Ver ANEXO A
Se puede observar que la producción de gas disminuye año a año,
partiendo desde un máximo de 7.2 MMSCFD, en el año 2012, hasta el
mínimo pronosticado de 1.09 MMSCFD, para el año 2021. En la siguiente
figura se observa el comportamiento descrito.
16
Figura 3. 2. Pronóstico de producción de gas para el período 2012 –
2021 en el fluido de ingreso al EPF.
Es importante conocer la cantidad de CO2 y de CH4 que contiene la
corriente de gas producido, ya que, este gas se utiliza como combustible
en los generadores Wartsila 34SG. Por lo cual, con la finalidad de
mantener una óptima capacidad de generación, se debe garantizar que el
contenido de dióxido de carbono sea bajo y el de metano sea alto;
además, el gas debe disponer de un poder calórico inferior (LHV) de
mínimo 751 BTU/ft3 para lograr un óptimo desempeño de las unidades de
generación (ver requerimientos de gas combustible en el ANEXO K.
Especificaciones generales de gas combustible para generadores
Wartsila).
Se inicia el análisis con el contenido de metano, para lo cual se ha
realizado una proyección en base de una ecuación obtenida por regresión
logarítmica del histórico de cromatografías del gas de alta presión.
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021
PRONOSTICO DE PRODUCCIÓN DE GASMSCFD
17
Tabla 3. 2. Proyección del contenido de Metano en la corriente
gaseosa producida en los separadores primarios en base al histórico
registrado
Fecha Nº muestra
CH4
medido
(% molar)
CH4
estimado
(% molar)
21-Feb-10 1 36,36 37,79
23-Feb-10 2 36,81 37,78
12-Mar-10 3 37,02 37,71
20-Mar-10 4 36,86 37,67
5-Apr-10 5 37,26 37,60
20-Apr-10 6 35,89 37,53
15-May-10 7 37,91 37,42
13-Jun-10 8 36,60 37,29
8-Jul-10 9 36,87 37,18
7-Aug-10 10 37,99 37,04
2-Sep-10 11 36,46 36,93
13-Sep-10 12 35,83 36,88
1-Oct-10 13 36,60 36,80
15-Oct-10 14 37,68 36,73
6-Nov-10 15 36,64 36,64
15-Nov-10 16 36,72 36,60
3-Dec-10 17 36,66 36,52
18-Dec-10 18 36,59 36,45
3-Jan-11 19 38,83 36,38
15-Jan-11 20 33,74 36,32
5-Feb-11 21 34,55 36,23
4-Mar-11 22 33,79 36,11
15-Mar-11 23 32,69 36,06
1-Apr-11 24 36,87 35,99
15-Apr-11 25 34,47 35,92
1-May-11 26 36,63 35,85
30-May-11 27 37,47 35,72
30-Jun-11 28 35,45 35,59
15-Jul-11 29 35,47 35,52
1-Aug-11 30 35,23 35,44
15-Aug-11 31 33,25 35,38
30-Aug-11 32 34,39 35,31
18
Fecha Nº muestra
CH4
medido
(% molar)
CH4
estimado
(% molar)
17-Sep-11 33 33,93 35,23
1-Oct-11 34 34,68 35,17
16-Oct-11 35 33,22 35,11
31-Oct-11 36 36,85 35,04
18-Nov-11 37 34,72 34,96
17-Dec-11 38 34,46 34,83
14-Jan-12 39 33,94 34,71
28-Jan-12 40 33,02 34,65
15-Feb-12 41 33,35 34,57
9-Mar-12 42 34,17 34,47
30-Mar-12 43 33,61 34,37
28-Apr-12 44 33,89 34,24
15-May-12 45 32,11 34,17
27-May-12 46 36,18 34,12
27-May-13 32,52
27-May-14 30,93
27-May-15 29,36
27-May-16 27,80
27-May-17 26,25
27-May-18 24,72
27-May-19 23,20
27-May-20 21,69
27-May-21 20,19
27-May-22 18,71
FUENTE: PAM, EDY-07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012).
Ver ANEXO B.
En la tabla anterior se puede observar que la concentración del metano
disminuye desde aproximadamente 37%, hasta un 19%, para el período
de estudio 2011 – 2022.
La siguiente gráfica muestra la regresión que se utilizó para predecir los
datos desde el año 2012 hasta el 2022, que se muestran en la tabla
anterior. Se dispone de datos históricos para los años 2010, 2011 y 2012,
con los cuales se diagramó el porcentaje molar correspondiente al metano
19
en la corriente de gas de alta presión en función del tiempo y se aplicó
una regresión logarítmica, obteniéndose la ecuación mostrada en el
gráfico siguiente, con la que se calcularon los valores para los años 2012
– 2022. Se utiliza una regresión logarítmica porque permite tener una
tendencia media de la evolución de la composición en el tiempo.
También se realizó una regresión una regresión lineal en la cual se obtuvo
la siguiente ecuación con el siguiente R2, (%molar CH4) = -0.004(fecha) +
216.4, R² = 0.450, como la regresión lineal y logarítmica presenta
prácticamente el mismo R2, se presenta solo la logarítmica, debido a que
analizando extrapolaciones a varios años a futuro, la regresión logarítmica
es la que menos de aleja de las condiciones actuales.
Debido al bajo R2, se recomienda el no utilizar la regresión, extrapolando
los valores más allá de 5 años a futuro.
Figura 3. 3. Regresión del contenido de CH4 en la corriente gaseosa
de alta presión
Al igual que el tratamiento dado a los datos del registro histórico de
contenido de metano, se presenta una tabla donde se muestra el histórico
de la composición de dióxido de carbono y su proyección hasta el año
2022.
y = ‐180.8ln(x) + 1954.7R² = 0.4501
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
6‐Jul‐09 22‐Jan‐1010‐Aug‐1026‐Feb‐1114‐Sep‐11 1‐Apr‐12 18‐Oct‐12
% m
olar
Fecha
Regresión de CH4 Gas de Separadores
20
Tabla 3. 3. Proyección del contenido de CO2 en la corriente gaseosa
producida en los separadores primarios en base al histórico
registrado
Fecha Muestra CO2 medido
(% molar)
CO2 estimado
(% molar)
21-Feb-10 1 31,70 32,43
23-Feb-10 2 32,64 32,44
12-Mar-10 3 32,38 32,55
20-Mar-10 4 32,77 32,60
5-Apr-10 5 31,87 32,70
20-Apr-10 6 32,90 32,80
15-May-10 7 33,78 32,96
13-Jun-10 8 33,39 33,14
8-Jul-10 9 34,03 33,30
7-Aug-10 10 34,49 33,49
2-Sep-10 11 32,33 33,66
13-Sep-10 12 32,82 33,73
1-Oct-10 13 33,07 33,84
15-Oct-10 14 31,81 33,93
6-Nov-10 15 33,74 34,07
15-Nov-10 16 33,66 34,12
3-Dec-10 17 34,10 34,24
18-Dec-10 18 35,02 34,33
3-Jan-11 19 34,14 34,43
15-Jan-11 20 37,15 34,51
5-Feb-11 21 37,38 34,64
4-Mar-11 22 37,82 34,81
15-Mar-11 23 38,66 34,88
1-Apr-11 24 34,20 34,99
15-Apr-11 25 35,72 35,08
1-May-11 26 35,57 35,18
30-May-11 27 34,50 35,36
30-Jun-11 28 35,46 35,56
15-Jul-11 29 33,76 35,65
1-Aug-11 30 36,61 35,76
15-Aug-11 31 36,59 35,84
21
Fecha Muestra CO2 medido
(% molar)
CO2 estimado
(% molar)
30-Aug-11 32 35,67 35,94
17-Sep-11 33 36,90 36,05
1-Oct-11 34 35,20 36,14
16-Oct-11 35 32,24 36,23
31-Oct-11 36 32,02 36,33
18-Nov-11 37 36,95 36,44
17-Dec-11 38 35,61 36,62
14-Jan-12 39 35,36 36,80
28-Jan-12 40 38,16 36,88
15-Feb-12 41 37,76 37,00
9-Mar-12 42 36,97 37,14
30-Mar-12 43 39,15 37,27
28-Apr-12 44 38,30 37,45
15-May-12 45 39,24 37,56
27-May-12 46 37,23 37,63
27-May-13 39,90
27-May-14 42,15
27-May-15 44,37
27-May-16 46,59
27-May-17 48,78
27-May-18 50,95
27-May-19 53,10
27-May-20 55,24
27-May-21 57,35
27-May-22 59,45
FUENTE: PAM, EDY-07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012).
Ver ANEXO B.
Según la proyección realizada, el contenido de CO2 se incrementa a lo
largo del período de estudio, desde un 32% en Febrero del 2010, hasta el
60%, en Mayo del 2022. En vista de que se requiere conocer la tendencia
de la evolución del contenido de dióxido de carbono en la corriente de gas
de alta presión, más no los valores exactos que toma este valor en los
años futuros, se utilizó una ecuación logarítmica de porcentaje molar en
función del tiempo medido en años, que se muestra en la siguiente figura,
con la cual, a pesar de obtenerse un coeficiente de regresión bajo
22
(R2=0.51), se puede predecir su evolución en el tiempo, gracias a que se
obtienen datos medios de la composición en función del tiempo.
De igual manera que el metano se realizó la regresión lineal obteniendo
un (R2 =0.51), concluyendo que la regresión logarítmica es la que mejor
representa a la data.
Figura 3. 4. Regresión del contenido de CO2 en la corriente gaseosa
de alta presión
Otro requerimiento de los motores Wartsila para el gas combustible es
que tengan un poder calórico inferior (LHV) mayor a 751.50 BTU/ft3, por
lo cual, es importante conocer la evolución de este factor en el tiempo.
Dicho análisis se presenta en la siguiente tabla, en donde se observa el
LHV medido, que se tiene en los registros y el LHV estimado, que se ha
calculado mediante una regresión logarítmica, a fin de conocer la
tendencia de su fluctuación en el tiempo.
y = 256.04ln(x) ‐ 2682.2R² = 0.5116
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
6‐Jul‐09 22‐Jan‐10 10‐Aug‐1026‐Feb‐1114‐Sep‐11 1‐Apr‐12 18‐Oct‐12
% m
olar
Fecha
Regresión de CO2 Gas de Separadores
23
Tabla 3. 4. Proyección de valores de poder calórico inferior en la
corriente gaseosa producida en los separadores primarios en base al
histórico registrado
Fecha Muestra LHV
Medido (BTU/ft3)
LHV
Estimado (BTU/ft3)
21-Feb-10 1 932,55 895,68
23-Feb-10 2 913,78 895,57
12-Mar-10 3 876,19 894,66
20-Mar-10 4 878,22 894,23
5-Apr-10 5 892,80 893,37
20-Apr-10 6 909,03 892,57
15-May-10 7 845,10 891,22
13-Jun-10 8 859,50 889,67
8-Jul-10 9 879,60 888,33
7-Aug-10 10 836,00 886,72
2-Sep-10 11 910,55 885,33
13-Sep-10 12 924,60 884,74
1-Oct-10 13 915,01 883,78
15-Oct-10 14 933,20 883,03
6-Nov-10 15 894,30 881,86
15-Nov-10 16 898,90 881,38
3-Dec-10 17 878,80 880,42
18-Dec-10 18 875,96 879,62
3-Jan-11 19 849,85 878,76
15-Jan-11 20 878,80 878,12
5-Feb-11 21 869,57 877,01
4-Mar-11 22 845,40 875,57
15-Mar-11 23 841,82 874,98
1-Apr-11 24 864,60 874,08
15-Apr-11 25 888,24 873,33
1-May-11 26 832,30 872,48
30-May-11 27 842,60 870,94
30-Jun-11 28 864,80 869,29
15-Jul-11 29 925,44 868,50
1-Aug-11 30 838,40 867,60
15-Aug-11 31 888,10 866,85
30-Aug-11 32 896,70 866,06
17-Sep-11 33 863,91 865,10
24
Fecha Muestra LHV
Medido (BTU/ft3)
LHV
Estimado (BTU/ft3)
1-Oct-11 34 897,90 864,36
16-Oct-11 35 1014,20 863,57
31-Oct-11 36 932,60 862,77
18-Nov-11 37 837,40 861,82
17-Dec-11 38 886,40 860,29
14-Jan-12 39 908,70 858,81
28-Jan-12 40 837,91 858,07
15-Feb-12 41 848,40 857,12
9-Mar-12 42 860,05 855,90
30-Mar-12 43 806,80 854,80
28-Apr-12 44 813,10 853,27
15-May-12 45 839,88 852,37
27-May-12 46 794,10 851,74
27-May-13 832,60
27-May-14 813,64
27-May-15 794,83
27-May-16 776,14
27-May-17 757,66
27-May-18 739,34
27-May-19 721,16
27-May-20 703,10
27-May-21 685,23
27-May-22 667,50
FUENTE: PAM, EDY-07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012).
Ver ANEXO C.
Como se puede observar en la tabla 3.4, el gas de alta presión cumple
con el requerimiento por parte de Wartsila, en cuanto al valor de LHV,
hasta el año 2017, ya que, al siguiente año su valor es de 739 BTU/ft3,
inferior al mínimo permitido que es de 751 BTU/ft3.
A continuación, en la figura 3.5, se muestra la ecuación logarítmica
utilizada para predecir los datos de LHV correspondientes al período
2012 – 2022.
25
Figura 3. 5. Regresión de valores de poder calórico inferior en la
corriente gaseosa de alta presión
De la tendencia media del comportamiento de la evolución del LHV en el
tiempo, mostrada en la regresión logarítmica del gráfico anterior, se
concluye que el poder calorífico inferior estimado del gas de alta presión
de los separadores primarios podría disminuir hasta los 668 BTU/ft3 en el
año 2022, valor inferior al requerimiento mínimo para este parámetro.
Descripción del Estudio de Fluctuaciones del Gas de Producción de
los Separadores V-120/130/140/150 (alta presión)
Se analizó la fluctuación del gas de alta presión tomándose los datos
registrados por los transmisores de flujo FIT-631, ubicado a la descarga
de la PTG y del FIT-9397, ubicado sobre el colector de descarga hacia el
Flare. En el FIT-631 se mide el gas que va hacia los generadores SG, el
gas de purga, de blanketing y el que va hacia los heat media; y en el FIT-
9397 se mide el gas de los separadores primarios que va hacia el Flare,
por lo tanto, en estos dos instrumentos se mide todo el gas producido de
alta presión.
y = ‐2162ln(x) + 23818R² = 0.1071
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
1000.00
1200.00
6‐Jul‐09 22‐Jan‐10 10‐Aug‐1026‐Feb‐11 14‐Sep‐11 1‐Apr‐12 18‐Oct‐12
BTU
/ft3
Fecha
Regresión de LHV Gas de Separadores
26
Verificación del estudio con datos actuales
De los registros de flujo total de gas producido de alta presión en los
separadores primarios en el EPF para un intervalo de 18 horas. Según los
datos proporcionados, el flujo promedio de gas producido de alta presión
es de 7.49 MMSCFD, el mínimo es de 5.20 MMSCFD y el máximo es de
11.21 MMSCFD, para el período señalado.
El requerimiento de gas para generación, es 2.5 MMSCFD para los
generadores SG y 2.7 MMSCFD para los generadores GD, dando un total
de gas requerido para generación de 5.2 MMSCFD.
Estos registros de flujo indicados en el Figura 3.5 indican que el flujo
mínimo de gas producido en los separadores trifásicos coincide con el
caudal de gas requerido para generación (5.2 MMSCFD). Además, el flujo
de gas requerido para utilidades, purga y piloto es de 0.67 MMSCFD, lo
que suma un requerimiento total de gas en el EPF para generación y
utilidades de 5.87 MMSCFD. Los decrementos en el flujo de gas, por
debajo de 5.87 MMSCFD, se producen en 549 ocasiones, de las 10173
mediciones que se dispone, sumando un lapso de tiempo de
aproximadamente una hora, durante las 18 horas de las que se disponen
de mediciones. Esto equivale a 732 veces durante 24 horas.
En la siguiente figura se muestra una gráfica de flujo de gas total de alta
presión en función del tiempo donde se observa claramente la banda en la
que fluctúa la producción de gas (línea azul), además, la línea roja
muestra la mínima cantidad de gas requerida por la planta.
27
Figura 3. 6. Gráfico de fluctuación de producción de gas de alta
presión en función del tiempo para los valores registrados en el EPF
De la cuantificación del lapso de tiempo durante el cual la producción total
de gas es menor que 5.87 MMSCFD se determinó que el tiempo máximo
durante el cual la producción total de gas de alta presión en el EPF es
menor a 5.87 MMSCFD es de aproximadamente tres (03) minutos.
3.2. Gas de media presión
Análisis de la variación de la concentración con el tiempo
El gas de media presión será recuperado, para generación eléctrica en los
motores a gas Wartsila 34SG del EPF, por lo tanto los factores a
analizarse para este punto son los mismos que los tratados para el gas de
alta presión, por tratarse de un gas combustible. Estos parámetros se
analizan en las siguientes tablas y sus correspondientes figuras.
En la tabla 3.5, se muestra la proyección del contenido de CO2 en el gas
de media presión producido en el oil flash vessel V-190, en base a los
datos del histórico.
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.0012
/2/1
1 7
:12
12/2
/11
9:3
6
12/2
/11
12:
00
12/2
/11
14:
24
12/2
/11
16:
48
12/2
/11
19:
12
12/2
/11
21:
36
12/3
/11
0:0
0
12/3
/11
2:2
4
12/3
/11
4:4
8
12/3
/11
7:1
2
FL
UJO
, MM
SC
FD
Fecha / hora
FLUCTUACION DE PRODUCCION TOTAL DE GAS DE ALTA PRESION
28
Tabla 3. 5. Proyección del contenido de CO2 en la corriente de gas
producida en el OFV V-190, en base al histórico registrado
Fecha Nº Muestra CO2 medido
(% molar)
CO2 estimado
(% molar)
21-Feb-10 1 25,420 25,33
23-Feb-10 2 25,287 25,34
12-Mar-10 3 25,625 25,46
20-Mar-10 4 25,584 25,52
5-Apr-10 5 24,240 25,63
20-Apr-10 6 24,773 25,74
12-May-10 7 25,540 25,89
13-Jun-10 8 26,020 26,11
8-Jul-10 9 28,690 26,29
8-Aug-10 10 25,150 26,50
31-Aug-10 11 25,529 26,66
13-Sep-10 12 26,500 26,75
1-Oct-10 13 26,516 26,88
15-Oct-10 14 26,030 26,98
6-Nov-10 15 27,650 27,13
15-Nov-10 16 29,930 27,19
3-Dec-10 17 28,140 27,32
18-Dec-10 18 28,081 27,42
3-Jan-11 19 28,397 27,53
15-Jan-11 20 24,830 27,62
5-Feb-11 21 27,776 27,76
16-Feb-11 22 28,440 27,84
4-Mar-11 23 28,540 27,95
15-Mar-11 24 28,019 28,02
1-Apr-11 25 28,618 28,14
15-Apr-11 26 29,715 28,24
1-May-11 27 27,076 28,35
30-May-11 28 29,341 28,55
30-Jun-11 29 29,875 28,77
15-Jul-11 30 29,724 28,87
1-Aug-11 31 31,670 28,99
15-Aug-11 32 28,108 29,08
30-Aug-11 33 29,044 29,19
29
Fecha Nº Muestra CO2 medido
(% molar)
CO2 estimado
(% molar)
17-Sep-11 34 28,937 29,31
1-Oct-11 35 28,517 29,41
16-Oct-11 36 26,779 29,51
31-Oct-11 37 27,731 29,61
18-Nov-11 38 30,185 29,74
17-Dec-11 39 28,760 29,94
15-Jan-12 40 29,004 30,14
28-Jan-12 41 29,999 30,23
15-Feb-12 42 30,601 30,35
9-Mar-12 43 28,381 30,51
30-Mar-12 44 31,842 30,65
28-Apr-12 45 30,804 30,85
15-May-12 46 31,461 30,97
27-May-12 47 33,101 31,05
15-May-13 33,46
15-May-14 35,93
15-May-15 38,38
15-May-16 40,81
15-May-17 43,22
15-May-18 45,60
15-May-19 47,97
15-May-20 50,32
15-May-21 52,65
15-May-22 54,96
FUENTE: PAM, EDY-07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012).
Ver ANEXO D.
Para predecir los valores que tomaría la composición del gas de media
presión del OFV V-190 se graficó el porcentaje molar de CO2 contenido
en el gas para los años 2010, 2011 y 2012 y se realizó una regresión
logarítmica con lo que se obtuvo la ecuación que se utilizó para estimar
los valores futuros. A continuación se presenta el gráfico que se realizó
para este efecto.
30
Figura 3. 7. Regresión del contenido de CO2 para el OFV V-190
Se puede observar que el contenido de CO2 se incrementa a lo largo de
los años tomando valores desde el 25% hasta el 55% para los años 2010
y 2022, respectivamente.
La evolución del contenido de metano en el gas de media presión
producido en el OF V-190 se presenta en la siguiente tabla:
Tabla 3. 6. Proyección del contenido de CH4 en la corriente gaseosa
producida en el OFV V-190, en base al histórico registrado
Fecha Nº Muestra CH4 medido
(% molar)
CH4 estimado
(% molar)
21-Feb-10 1 15,06 14,42
23-Feb-10 2 14,84 14,41
12-Mar-10 3 15,04 14,36
20-Mar-10 4 14,87 14,34
5-Apr-10 5 14,38 14,29
20-Apr-10 6 14,45 14,25
12-May-10 7 14,66 14,18
13-Jun-10 8 14,78 14,09
8-Jul-10 9 15,90 14,02
8-Aug-10 10 13,91 13,93
y = 281.44ln(x) ‐ 2958.6R² = 0.6527
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
6‐Jul‐09 22‐Jan‐10 10‐Aug‐10 26‐Feb‐11 14‐Sep‐11 1‐Apr‐12 18‐Oct‐12
% m
olar
Fecha
Regresión de CO2 Gas de V‐190
31
Fecha Nº Muestra CH4 medido
(% molar)
CH4 estimado
(% molar)
31-Aug-10 11 14,55 13,86
13-Sep-10 12 14,64 13,82
1-Oct-10 13 14,77 13,77
15-Oct-10 14 14,94 13,73
6-Nov-10 15 15,03 13,66
15-Nov-10 16 15,96 13,64
3-Dec-10 17 13,95 13,58
18-Dec-10 18 14,27 13,54
3-Jan-11 19 13,12 13,49
15-Jan-11 20 12,12 13,46
5-Feb-11 21 14,38 13,40
16-Feb-11 22 12,43 13,36
4-Mar-11 23 13,32 13,32
15-Mar-11 24 13,47 13,28
1-Apr-11 25 12,93 13,24
15-Apr-11 26 13,48 13,19
1-May-11 27 12,18 13,15
30-May-11 28 14,25 13,06
30-Jun-11 29 12,48 12,97
15-Jul-11 30 12,98 12,93
1-Aug-11 31 12,82 12,88
15-Aug-11 32 13,14 12,84
30-Aug-11 33 12,14 12,80
17-Sep-11 34 11,84 12,74
1-Oct-11 35 12,55 12,70
16-Oct-11 36 12,77 12,66
31-Oct-11 37 12,80 12,62
18-Nov-11 38 13,15 12,56
17-Dec-11 39 12,85 12,48
15-Jan-12 40 12,52 12,40
28-Jan-12 41 12,50 12,36
15-Feb-12 42 12,89 12,31
9-Mar-12 43 13,32 12,24
30-Mar-12 44 14,07 12,18
28-Apr-12 45 13,48 12,09
15-May-12 46 12,66 12,05
27-May-12 47 13,99 12,01
32
Fecha Nº Muestra CH4 medido
(% molar)
CH4 estimado
(% molar)
27-May-13 10,96
27-May-14 9,92
27-May-15 8,89
27-May-16 7,87
27-May-17 6,85
27-May-18 5,85
27-May-19 4,85
27-May-20 3,86
27-May-21 2,88
27-May-22 1,91
FUENTE: PAM, EDY-07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012).
Ver ANEXO D.
La ecuación utilizada para estimar los datos futuros de la cantidad de
metano contenida en el gas de media presión del OFV V-190 se indica en
el siguiente gráfico, que corresponde a la regresión logarítmica para el
contenido de metano, expresado en porcentaje molar, en función del
tiempo, realizada para los datos históricos.
Figura 3. 8. Regresión del contenido de CH4 en la corriente de gas
del
OFV V-190
y = ‐118.5ln(x) + 1270.8R² = 0.4543
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
18.00
6‐Jul‐09 22‐Jan‐10 10‐Aug‐10 26‐Feb‐11 14‐Sep‐11 1‐Apr‐12 18‐Oct‐12
% m
olar
Fecha
Regresión de CH4 Gas de V‐190
33
De la tabla y gráfico anteriores, se puede concluir que el contenido de
metano en el gas de media presión del OFV V-190 es bastante menor que
el requerimiento y además, disminuye en el tiempo hasta llegar a ser casi
inexistente en el año 2022.
Se realiza el mismo tratamiento de los datos de poder calórico para
conocer su evolución en el tiempo. Para el OFV V-190, a continuación se
presenta la proyección de la variación del LHV con el tiempo.
Tabla 3. 7. Proyección del valor de poder calórico inferior en la
corriente de gas producida del OFV V-190, en base al histórico
registrado
Fecha Nº Muestra LHV medido
(BTU/ft3)
LHV estimado
(BTU/ft3)
21-Feb-10 1 1685,25 1671,45
23-Feb-10 2 1712,61 1671,27
12-Mar-10 3 1513,28 1669,75
20-Mar-10 4 1690,01 1669,03
5-Apr-10 5 1638,10 1667,59
20-Apr-10 6 1739,56 1666,25
12-May-10 7 1645,50 1664,28
13-Jun-10 8 1622,60 1661,41
8-Jul-10 9 1540,00 1659,18
8-Aug-10 10 1743,30 1656,41
31-Aug-10 11 1637,07 1654,35
13-Sep-10 12 1645,30 1653,19
1-Oct-10 13 1692,30 1651,58
15-Oct-10 14 1690,30 1650,34
6-Nov-10 15 1659,00 1648,37
15-Nov-10 16 1540,10 1647,57
3-Dec-10 17 1642,40 1645,97
18-Dec-10 18 1605,86 1644,63
3-Jan-11 19 1635,38 1643,21
15-Jan-11 20 1686,90 1642,14
5-Feb-11 21 1639,39 1640,27
16-Feb-11 22 1713,60 1639,29
4-Mar-11 23 1639,50 1637,87
34
Fecha Nº Muestra LHV medido
(BTU/ft3)
LHV estimado
(BTU/ft3)
15-Mar-11 24 1657,58 1636,89
1-Apr-11 25 1650,80 1635,38
15-Apr-11 26 1590,96 1634,14
1-May-11 27 1734,10 1632,71
30-May-11 28 1596,30 1630,14
30-Jun-11 29 1604,70 1627,39
15-Jul-11 30 1618,55 1626,06
1-Aug-11 31 1568,30 1624,56
15-Aug-11 32 1668,80 1623,32
30-Aug-11 33 1661,90 1621,99
17-Sep-11 34 1582,60 1620,40
1-Oct-11 35 1669,60 1619,16
16-Oct-11 36 1709,23 1617,83
31-Oct-11 37 1680,10 1616,50
18-Nov-11 38 1570,40 1614,91
17-Dec-11 39 1650,50 1612,35
15-Jan-12 40 1647,50 1609,79
28-Jan-12 41 1621,41 1608,65
15-Feb-12 42 1583,20 1607,06
9-Mar-12 43 1650,38 1605,03
30-Mar-12 44 1514,10 1603,18
28-Apr-12 45 1563,50 1600,63
15-May-12 46 1558,28 1599,14
27-May-12 47 1496,70 1598,08
27-May-13 1566,13
27-May-14 1534,46
27-May-15 1503,06
27-May-16 1471,85
27-May-17 1440,99
27-May-18 1410,39
27-May-19 1380,05
27-May-20 1349,88
27-May-21 1320,05
27-May-22 1290,45
FUENTE: PAM, EDY-07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012).
Ver ANEXO E.
35
Se puede notar, en la tabla anterior, que el poder calórico inferior se
mantiene sobre el mínimo requerido de 751 BTU/ft3, a lo largo de todo el
período de estudio. Esta es una aparente ventaja, pero, debido al bajo
contenido de metano que presenta esta corriente, el aporte para tener un
alto valor de LHV, está dado por el alto contenido de pesados, que se
puede analizar en la siguiente figura:
Figura 3. 9. Evolución de la composición del gas producido en el
OFV V-190
Según lo que se puede observar en la figura anterior, la composición de
pesados (C4+) suma el 25% del total de la corriente de gas de media
presión del OFV V-190, lo que representa un problema para los
generadores, ya que el requerimiento de este parámetro es de máximo
1% (ver ANEXO D).
En la siguiente figura se indica la regresión y la ecuación resultante para
obtener los datos de la proyección del LHV presentada en la tabla 3.8.
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022
% mol Variación de la Composición del Gas de Media Presión V‐190
N2
CO2
H2O
C1
C2
C3
i‐C4
n‐C4
i‐C5
36
Figura 3. 10. Regresión del valor de LHV en la corriente de gas del
OFV V-190
En la figura anterior se observa la tendencia del LHV a disminuir con el
tiempo, debido al incremento en la concentración de CO2 en el gas.
En vista de que, en el EPF se dispone de datos por separado para las
mediciones de gas producido en los dos OFV existentes, se presenta a
continuación un análisis similar para el gas producido en el segundo OFV,
el V-195, mostrándose, primeramente, el pronóstico del contenido de
dióxido de carbono.
Tabla 3. 8. Proyección del contenido de CO2 en la corriente de gas
producida en el OFV V-195, en base al histórico registrado
Fecha Nº Muestra CO2 medido
(% molar)
CO2 estimado
(% molar)
22-Feb-10 1 28,32 25,828
23-Feb-10 2 24,99 25,835
12-Mar-10 3 25,54 25,954
20-Mar-10 4 26,15 26,010
5-Apr-10 5 25,40 26,122
20-Apr-10 6 25,05 26,227
13-Jun-10 8 26,56 26,604
8-Jul-10 9 29,47 26,778
y = ‐3610ln(x) + 39946R² = 0.1298
1450.00
1500.00
1550.00
1600.00
1650.00
1700.00
1750.00
1800.00
6‐Jul‐09 22‐Jan‐10 10‐Aug‐1026‐Feb‐11 14‐Sep‐11 1‐Apr‐12 18‐Oct‐12
BTU
/FT3
Fecha
Regresión de Gas de V‐190
37
Fecha Nº Muestra CO2 medido
(% molar)
CO2 estimado
(% molar)
7-Aug-10 10 26,74 26,987
31-Aug-10 11 25,90 27,155
13-Sep-10 12 26,15 27,245
1-Oct-10 13 26,39 27,370
15-Oct-10 14 26,27 27,468
6-Nov-10 15 28,83 27,621
15-Nov-10 16 28,16 27,684
3-Dec-10 17 27,76 27,809
18-Dec-10 18 30,21 27,913
3-Jan-11 19 31,65 28,024
15-Jan-11 20 29,09 28,107
5-Feb-11 21 29,33 28,253
4-Mar-11 23 28,95 28,440
15-Mar-11 24 27,76 28,517
15-Apr-11 26 30,46 28,732
1-May-11 27 26,52 28,842
30-May-11 28 28,00 29,043
30-Jun-11 29 31,51 29,258
15-Jul-11 30 26,75 29,361
1-Aug-11 31 26,59 29,479
15-Aug-11 32 27,18 29,575
30-Aug-11 33 27,94 29,679
17-Sep-11 34 28,09 29,803
1-Oct-11 35 29,65 29,900
16-Oct-11 36 28,94 30,003
18-Nov-11 37 27,35 30,231
17-Dec-11 38 29,06 30,431
14-Jan-12 39 32,31 30,623
28-Jan-12 40 30,73 30,720
15-Feb-12 41 30,65 30,843
9-Mar-12 42 29,64 31,002
30-Mar-12 43 32,96 31,146
28-Apr-12 44 30,92 31,345
15-May-12 45 33,40 31,462
27-May-12 46 34,83 31,544
27-May-12 47 33,101 31,544
27-May-13 33,955
38
Fecha Nº Muestra CO2 medido
(% molar)
CO2 estimado
(% molar)
27-May-14 36,426
27-May-15 38,876
27-May-16 41,311
27-May-17 43,719
27-May-18 46,106
27-May-19 48,473
27-May-20 50,827
27-May-21 53,155
27-May-22 55,464
FUENTE: PAM, EDY-07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012).
Ver ANEXO F.
Los valores de la proyección del contenido de dióxido de carbono en la
corriente de gas de media presión del segundo oil flash vessel se
obtuvieron de la regresión logarítmica realizada a los datos históricos que
se disponen para este equipo. La regresión se presenta en la siguiente
gráfica:
Figura 3. 11. Regresión del contenido de CO2 del OFV V-195
De lo anterior, puede observarse claramente la tendencia que tiene la
concentración de dióxido de carbono a incrementarse a lo largo del
tiempo, prediciéndose un valor igual al 55% en el año 2022.
y = 281.44ln(x) ‐ 2958.6R² = 0.6527
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
6‐Jul‐09 22‐Jan‐10 10‐Aug‐10 26‐Feb‐11 14‐Sep‐11 1‐Apr‐12 18‐Oct‐12
% m
olar
Fecha
Regresión de CO2 Gas de V‐195
39
Por otro lado, la predicción del contenido de metano durante el tiempo de
vida del proyecto, se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 3. 9. Proyección del contenido de CH4 en la corriente de gas
producida en el OFV V-195, en base al histórico registrado
Fecha Nº Muestra CH4 medido
(% molar)
CH4 estimado
(% molar)
22-Feb-10 1 16,62 15,46
23-Feb-10 2 14,67 15,46
12-Mar-10 3 14,90 15,39
20-Mar-10 4 15,14 15,36
5-Apr-10 5 15,00 15,31
20-Apr-10 6 14,52 15,25
13-Jun-10 8 21,53 15,05
8-Jul-10 9 15,02 14,96
7-Aug-10 10 16,49 14,84
31-Aug-10 11 14,62 14,76
13-Sep-10 12 14,71 14,71
1-Oct-10 13 14,44 14,64
15-Oct-10 14 14,79 14,59
6-Nov-10 15 14,84 14,51
15-Nov-10 16 15,87 14,47
3-Dec-10 17 15,11 14,41
18-Dec-10 18 14,07 14,35
3-Jan-11 19 13,99 14,29
15-Jan-11 20 12,91 14,25
5-Feb-11 21 12,42 14,17
4-Mar-11 23 11,81 14,07
15-Mar-11 24 13,33 14,03
15-Apr-11 26 11,86 13,92
1-May-11 27 12,85 13,86
30-May-11 28 11,91 13,75
30-Jun-11 29 11,04 13,64
15-Jul-11 30 13,13 13,58
1-Aug-11 31 13,60 13,52
15-Aug-11 32 13,11 13,47
30-Aug-11 33 12,40 13,41
40
Fecha Nº Muestra CH4 medido
(% molar)
CH4 estimado
(% molar)
17-Sep-11 34 11,17 13,35
1-Oct-11 35 12,15 13,30
16-Oct-11 36 12,35 13,24
18-Nov-11 37 12,17 13,12
17-Dec-11 38 11,95 13,01
14-Jan-12 39 12,68 12,91
28-Jan-12 40 13,52 12,86
15-Feb-12 41 12,23 12,79
9-Mar-12 42 12,43 12,71
30-Mar-12 43 13,85 12,63
28-Apr-12 44 14,62 12,53
15-May-12 45 13,17 12,46
27-May-12 46 13,57 12,42
27-May-12 47 16,58 12,42
27-May-13 11,09
27-May-14 9,78
27-May-15 8,48
27-May-16 7,18
27-May-17 5,90
27-May-18 4,63
27-May-19 3,37
27-May-20 2,12
27-May-21 0,88
27-May-22 -0,34
FUENTE: PAM, EDY-07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012).
Ver ANEXO F.
Los valores de la columna “CH4 Estimado” mostrados en la tabla 3.9 se
obtuvieron con la ecuación obtenida de la regresión realizada con los
datos del histórico, que se muestra a continuación:
41
Figura 3. 12. Regresión del contenido de CH4 de la corriente
Gaseosa del OFV V-195
La concentración de metano en la corriente de gas del OFV V-195, al
igual que en el anterior oil flash vessel, es bastante baja, según se
observa en la tabla 3.9, es igual al 12% en el año 2012 y disminuirá hasta
prácticamente cero en el 2022.
Además, se muestra la evolución del poder calórico inferior, en la
siguiente tabla:
Tabla 3. 10. Proyección del valor de LHV en la corriente de gas
producida en el OFV V-195, en base al histórico registrado
Fecha Nº Muestra LHV medido
(BTU/ft3)
LHV estimado
(BTU/ft3)
22-Feb-10 1 1508 1666
23-Feb-10 2 1733 1666
12-Mar-10 3 1589 1664
20-Mar-10 4 1653 1663
5-Apr-10 5 1683 1662
20-Apr-10 6 1726 1660
13-Jun-10 8 1664 1655
8-Jul-10 9 1489 1652
y = ‐149.8ln(x) + 1603.7R² = 0.2543
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
6‐Jul‐09 22‐Jan‐10 10‐Aug‐10 26‐Feb‐11 14‐Sep‐11 1‐Apr‐12 18‐Oct‐12
% m
olar
Fecha
Regresión de CH4 Gas de V‐195
42
Fecha Nº Muestra LHV medido
(BTU/ft3)
LHV estimado
(BTU/ft3)
7-Aug-10 10 1646 1650
31-Aug-10 11 1670 1647
13-Sep-10 12 1680 1646
1-Oct-10 13 1699 1644
15-Oct-10 14 1697 1643
6-Nov-10 15 1607 1641
15-Nov-10 16 1641 1640
3-Dec-10 17 1655 1638
18-Dec-10 18 1531 1636
3-Jan-11 19 1523 1635
15-Jan-11 20 1628 1634
5-Feb-11 21 1586 1632
4-Mar-11 23 1681 1629
15-Mar-11 24 1666 1628
15-Apr-11 26 1464 1625
1-May-11 27 1604 1623
30-May-11 28 1764 1620
30-Jun-11 29 1713 1617
15-Jul-11 30 1555 1616
1-Aug-11 31 1698 1614
15-Aug-11 32 1704 1613
30-Aug-11 33 1713 1612
17-Sep-11 34 1715 1610
1-Oct-11 35 1686 1608
16-Oct-11 36 1634 1607
18-Nov-11 37 1645 1604
17-Dec-11 38 1672 1601
14-Jan-12 39 1652 1598
28-Jan-12 40 1521 1597
15-Feb-12 41 1600 1595
9-Mar-12 42 1594 1593
30-Mar-12 43 1593 1591
28-Apr-12 44 1485 1588
15-May-12 45 1570 1586
27-May-12 46 1475 1585
27-May-12 47 1373 1585
27-May-13 1550
43
Fecha Nº Muestra LHV medido
(BTU/ft3)
LHV estimado
(BTU/ft3)
27-May-14 1515
27-May-15 1481
27-May-16 1446
27-May-17 1412
27-May-18 1378
27-May-19 1345
27-May-20 1312
27-May-21 1279
27-May-22 1246
FUENTE: PAM, EDY-07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012).
Ver ANEXO G.
El gas producido en el OFV V-195, al igual que en el V-190, tiene un alto
valor de poder calórico inferior a lo largo de toda la vida útil del proyecto,
esto es debido al aporte de los componentes pesados (isobutano en
adelante), sumando éstos un 21%, según lo evidencia el siguiente gráfico:
Figura 3. 13. Evolución de la composición del gas de media presión
del OFV V-195
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022
% mol Variación de la Composición del Gas de Media Presión V‐195
N2
CO2
H2O
C1
C2
C3
i‐C4
n‐C4
i‐C5
n‐C5
44
La ecuación para predecir los valores de LHV del gas producido en el
OFV V-195 se obtuvo de la regresión que se muestra en el siguiente
gráfico:
Figura 3. 14. Regresión del LHV de la corriente gaseosa
del OFV V-195
3.3. Gas de baja presión
El gas de baja presión se produce en las botas V-401/406 de los tanques
de crudo, para las cuales se dispone únicamente de los resultados del
análisis cromatográfico de dos muestras, en vista de la dificultad que
representa el muestreo de esta corriente para su análisis, dada la baja
presión de la corriente. Se analiza la posibilidad de recuperar este gas
para generación eléctrica, por lo que los parámetros que se tratan en las
siguientes tablas, son los mismos que los analizados en los puntos
correspondientes a gas de alta y media presión. A continuación se
presenta la composición promedio de las dos muestras tomadas del gas
de baja presión.
Tabla 3. 11. Composición del gas producido en las botas V-401/406
Componente % molar
Nitrógeno 2,34
Metano 4,35
Dióxido de Carbono 14,19
Etano 5,61
y = ‐3976ln(x) + 43821R² = 0.0844
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
1000.00
1200.00
1400.00
1600.00
1800.00
2000.00
6‐Jul‐09 22‐Jan‐10 10‐Aug‐1026‐Feb‐11 14‐Sep‐11 1‐Apr‐12 18‐Oct‐12
BTU
/FT3
Fecha
Regresión de LHV Gas de V‐195
45
Componente % molar
Agua 6,24
Propano 22,18
i- Butano 9,01
n-Butano 17,89
i-Pentano 8,84
n-Pentano 7,16
Hexano+ 1,92
Heptano+ 0,27
TOTAL 100,00
FUENTE: PAM, EDY-07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012).
Ver ANEXO H.
En el ANEXO H, se muestran los resultados de los análisis
cromatográficos realizados a tres muestras del gas de baja presión en
diferentes fechas. Se han eliminado, para este análisis, los datos
correspondientes al 07 de Junio del 2012, porque los valores
correspondientes a composición de metano y dióxido de carbono difieren
con un amplio margen de las otras dos muestras, por lo que se trabaja
únicamente con los resultados de las muestras del 24 de Noviembre del
2011 y del 2 de Julio del 2012.
De los resultados de las cromatografías del gas de baja presión (EDY-
07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012). Ver
ANEXO I.) Se obtiene un poder calórico inferior promedio de 2285.2
BTU/ft3, valor debido al alto contenido de propano (22%) y de pesados
(45%).
IMPACTO SOBRE LAS UNIDADES DE GENERACION SG Y GD
El requerimiento total de gas en el EPF es de 5.87 MMSCFD: 0.67
MMSCFD para utilidades, purga y pilotos, 2.7 MMSCFD para generación
eléctrica en generadores duales 32GD y 2.5 MMSCFD en los generadores
a gas 34SG. Por otro lado, según el pronóstico de producción de gas,
presentado en el ANEXO A, se prevé que la producción baje de 5
MMSCFD a finales del 2013, lo que pone en evidencia los problemas que
se presentarán a partir de esa fecha con los requisitos de gas por los
diferentes usuarios por deficiencia en la producción de gas.
46
Se observa en las tablas 3.5, 3.6, 3.8 y 3.9 que el contenido de metano
disminuye hasta valores que hacen que el gas producido, de alta y de
media presión, sea inapropiado para su uso en los generadores Wartsila,
al mismo tiempo, que el contenido de CO2 se incrementa. Esto pone de
manifiesto la posible necesidad de implementar un sistema de tratamiento
que permita remover el CO2, lo que mejoraría la calidad del gas, lo cual,
debido a la remoción de condensados, disminuiría la cantidad de gas
disponible para generación, si no se dispone del aporte de nuevos pozos
de producción.
El poder calórico inferior (LHV) se mantiene alto a lo largo de todo el
tiempo de estudio; sin embargo, esto se debe a la gran cantidad de
componentes pesados que contienen las corrientes de gas producidas
(ver figuras 3.9 y 3.13), los cuales deben mantenerse en un valor por
debajo del 1%. Esta situación se puede mejorar mediante la
implementación de un sistema de remoción de condensados.
El contenido de metano en el gas de baja presión es mínimo (5%), los
componentes pesados (isobutano en adelante) suman el 42% y la
presencia de un 13% de dióxido de carbono, hacen que esta corriente de
gas requiera de un tratamiento previo para usarse como combustible para
los generadores SG del EPF, mermándose la cantidad de gas disponible
para generación.
3.4. Estimación de variaciones futuras
Se estima que el contenido de metano del gas de alta presión disminuye
con el tiempo, desde el 34% en 2012, hasta el 19% en el 2022, si no
existe el aporte de gas de nuevos pozos de producción.
El gas producido de alta presión en los separadores primarios está
conformado por un alto contenido de dióxido de carbono y se estima que
este valor se incrementa a lo largo del tiempo, desde 37% en 2012, hasta
el 60% en el 2022.
El poder calorífico estimado del gas de alta presión llega al mínimo
requerido en el año 2017 (751 BTU/ft3).
El gas de media presión tiene un contenido de metano bastante bajo, y se
prevé que disminuya durante la vida útil del proyecto, desde el 12% en
47
2012, hasta el 2% en 2022 en el OFV V-190 y desde el 17% hasta cero en
el 2022 para el OFV V-195.
El CO2 incrementa su presencia en el gas de media presión,
aproximadamente desde el 33 % hasta el 55%, en el período 2012 – 2022
para ambos oil flash vessels.
El LHV del gas de media se mantiene sobre los 1000 BTU/ft3 durante
todo el período de estudio, debido al alto contenido de componentes
pesados (C4+), lo cual disminuye su calidad como combustible para los
generadores SG.
No se dispone de registros históricos para el gas de baja presión, por lo
que no se puede estimar la evolución de su composición en el tiempo; sin
embargo, se puede anotar que el contenido de metano es bajo, tomando
un valor de 5 %, mientras que, el dióxido de carbono está presente en un
13%. Así mismo, los componentes pesados suman un 42%. Estos
porcentajes indican la baja calidad del gas como combustible para los
generadores que trabajan solo a gas.
Se puede mejorar la calidad del gas de alta, media y baja presión
mediante la implementación de procesos de depuración, como son
scrubbers de gas y membranas, para remover los componentes pesados
y el CO2. (las alternativas de tratamiento de gas se pueden observar en el
Capítulo 4)
El mínimo flujo de gas requerido en EPF para generación y utilidades es
de, aproximadamente, 5.87 MMSCFD, mientras que, las fluctuaciones de
la producción de gas hacen que el flujo caiga por debajo de este valor 732
veces durante 24 horas, sumando un total de una hora con 20 minutos. El
tiempo máximo durante el cual la producción de gas de alta presión cae
por debajo de los 5.87 MMSCFD es de aproximadamente 3 minutos.
Durante este tiempo los compresores necesitan recircular la corriente de
gas desde la última etapa, para evitar el paro de este sistema; además, se
debe ajustar el fuel sharing para consumir mayor cantidad de crudo a fin
de garantizar un nivel constante de generación eléctrica (medido en MW),
lo que se traduce en disminución de crudo disponible para
comercialización.
CAPIT
4.1. Aná
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50
Caudal a motores (Qm): Es el caudal de gas a condiciones
estándar que ingresaría a las máquinas GD para generación.
Idealmente, se desea que este caudal sea más o menos constante.
La máquina tiene cierta capacidad de regulación mediante el
control de "fuel sharing".
Las definiciones anteriores permiten interpretar de una mejor manera la
dinámica del sistema y del cual se puede inferir:
Cuando Qc es distinto que Qp, se produce un cambio de presión
en el volumen de succión (Control de presión PV-9397).
Cuando Qc es distinto que Qm, se produce un cambio de presión
en el volumen de descarga (Control de presión PV-9399).
Volúmenes de succión (12 m3) y de descarga (4 m3) relativamente
pequeños producen variaciones rápidas de presión ante
fluctuaciones pequeñas en el caudal de gas. Sin embargo, aun
disponiendo de un volumen más pequeño en la descarga,
variaciones en los flujos de gas (Qm - Qc) afectarían en menor
magnitud la presión del sistema de descarga ya que el gas por ser
más denso (Mayor presión) ocuparía menos volumen, requiriendo
de mayor masa de gas para ocasionar variaciones de presión.
El gas en la succión por tener una densidad más baja contiene
poca masa, y entonces es muy sensible a las diferencias de caudal
Qp - Qc, por lo cual las variaciones de presión en el control debería
ser muy rápidas.
51
Ahora bien, por un lado, la operación de los separadores requiere una
presión relativamente constante, y la operación de los motores GD’s
requiere una presión de alimentación de combustible de igual forma
constante. Por otro lado, Qp es variable y Qm sería idealmente constante,
por lo tanto Qc no puede ser igual a ambas simultáneamente y por lo
tanto, en el sistema como está planteado, alguna de las presiones tiene
que variar. Lo cual contradice los requerimientos de presión anteriores.
Teniendo en cuenta esto, el sistema de control, mediante una
multiplicidad de lazos, trata continuamente de buscar soluciones de
compromiso para el caudal Qc, según se lo van demandando los distintos
controladores de presión ubicados en todos los sectores, tratando de
mantener la presión de ambos lados dentro de ciertos límites que no
deben superarse.
Esta tarea, de por sí compleja, se ve agravada por lo escaso de los
volúmenes de succión y descarga, cuya rápida variación de presión
requiere a su vez respuesta de control rápida, obteniéndose posiblemente
un control propenso a la inestabilidad.
Por todo lo antes mencionado, mejorar el proceso para tratar de mejorar
el desempeño (Performance) del sistema. Las opciones de proceso
planteadas se describen en las siguientes secciones del documento.
4.2. Análisis técnico alternativas estabilización de gas a generación
4.2.1. Alternativa Nº 1: Instalación de válvulas de control más
pulmón amortiguador en succión C-9300/9400
Válvulas de control salida de gas de los FWKO’s
La presión de operación de los separadores primarios es una de las
variables más críticas y preocupantes en el proceso inicial de tratamiento,
es una variable clave que afecta además de la producción de petróleo, la
eficiencia de separación y por ende la operación de los compresores de
alta presión del EPF (C-9300/9400).
52
Hay que tener en cuenta que incrementos en la presión de operación de
los FWKO’s son controlados por las válvulas de control de presión
ubicadas en las salida de gas de cada equipo y que envían el gas a su
quema segura en el flare. Por otro lado, es importante resaltar que
disminuciones de presión en los equipos no son controladas y afectaría
directamente la operación y separación de los mismos así, cuando la
presión baja, una cantidad de gas que está disuelta en el líquido es
liberada, ya que en el nuevo estado de equilibrio a presión inferior, la
concentración de gas disuelto es menor. Esta liberación es más o menos
violenta y se produce con abundante formación de espuma y mezclado de
las fases.
El problema se agrava aún más porque el líquido que está en los stand-
pipe de los instrumentos de nivel se encuentra relativamente estancado
(inmóvil), y se ha despojado del gas en despresurizaciones anteriores.
Luego, la presión puede bajar, el recipiente llenarse de espuma y arrastrar
líquido hacia la salida, y sin embargo el líquido del stand-pipe no acusar
este efecto. De ahí que un separador pueda estar arrastrando líquido y la
medición de nivel pueda no registrarlo.
En fin, la baja de presión en los separadores es indeseable, por lo que se
requiere instalar válvulas de control de presión en la salida principal de
cada equipo de separación, que mantengan la presión de los mismos
independientemente de los cambios que se producen por diferencias
entre Qp y Qc., efectivamente es beneficioso para la operación.
Ahora bien, las válvulas deben tener tiempo suficiente para reaccionar,
por lo cual la caída de presión en el colector debe ser suficientemente
lenta (Variación de presión por unidad de tiempo en el sistema de
succión). Esto se vería muy favorecido con un volumen adicional en la
succión, y podría decirse que éste es un requisito para el buen
funcionamiento. No tendría sentido instalar las válvulas si no se dispone
de tiempo para accionarlas. Es por esto que en ésta alternativa de
53
proceso se está considerando la instalación de un pulmón cuyo propósito
general es descrito a continuación:
Pulmón en sistema de succión de los C-9300/9400
Colocando válvulas de control de presión en los separadores junto con un
volumen adicional, se dispondría de cierta flexibilidad para que la
variación de presión en el sistema de succión de los C-9300/9400 sea
más lenta (Figura 4.3, Volumen de succión, PV-9397), de ésta manera el
control podría ser más pausado, y por lo tanto más estable ya que el
pulmón trabajaría esencialmente con fase gas (Poco líquido) y entonces
es ideal para aportar volumen al sistema y amortiguar las variaciones de
presión producidas por las diferencias de caudal.
Para definir un volumen adecuado (Tamaño del pulmón) requerido en el
sistema de succión de los C-9300/9400 hace necesario considerar las
siguientes premisas:
La tubería de transporte de gas desde los separadores de agua
libre hasta la succión del compresor dispondrá de un volumen de
aproximadamente 12 m3 de tubería.
Se considera un consumo de 6 MMSCFD correspondientes a la
operación normal y en paralelo de los dos (02) compresores C-
9300/9400 del EPF.
Considerando que 5 segundos son suficientes para actuar válvulas
de control de un diámetro de tubería máximo en la salida de los
separadores primarios de 6”, se debe entonces garantizar en el
sistema una variación máxima de 1 psi/seg para que la caída de
presión sea aceptable y de máximo 5 psi.
El cumplimiento de las premisas antes mencionadas permiten estimar un
volumen adicional y requerido para el sistema de succión de los
compresores de alta presión del EPF que ofrecen un control de presión
estable en los separadores primarios (FWKO’s).
54
En la tabla 4.1 se muestra que el volumen mínimo requerido en el sistema
de succión de los compresores del EPF, para garantizar que la variación
de presión por unidad de tiempo (psi/seg) sea máximo de 1 psi/seg es de
35 m3. Ahora, si actualmente se dispone de un volumen de tubería de 12
m3 (Aproximadamente 100 m de tubería de 16”) entonces, el pulmón a
instalar debe suplir 23 m3, por tanto, un recipiente con dimensiones de 7’
de diámetro x 18’ de longitud cumpliría con los requerimientos (Ver Figura
4.2).
Tabla 4. 2. Resumen de ventajas y desventajas alternativa N° 1.
Ventajas Desventajas
Alt
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ati
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º 1
Evitar disminuciones bruscas de
presión en los separadores
primarios (FWKO’s)
independientemente de las
variaciones en los caudales Qp y
Qc.
Las válvulas de control de presión a
instalar deben tener suficiente
tiempo para actuar establemente,
por lo que se hace necesario la
incorporación de un volumen
adicional al sistema que permita
amortiguar las variaciones de
presión ante cambios en los flujos
de gas de producción.
Control de presión más estable
en los FWKO’s permite mejorar
la eficiencia de separación Gas-
Crudo ya que evitaría, en lo
posible, arrastre de líquido por
parte de la fase gaseosa.
En caso de disminuir la presión de
los separadores primarios
(FWKO’s), las válvulas de control
cerrarían para tratar de mantener su
punto de ajuste, evitando el envío de
gas hacia el sistema de compresión
y por ende hacia los generadores
GD’s.
Se garantiza una mejor
operación de los compresores C-
9300/9400 al no permitir arrastre
de líquidos por parte de la fase
gaseosa. Se evita acumulación
Afectación del control Fuel-Sharing
de los GD’s. Si no se dispone de
una fuente de gas adicional que
supla los faltantes de gas de
producción (Por ejemplo;
55
Ventajas Desventajas
de líquidos en los puntos bajos
del sistema de succión que
incrementaría las pérdidas de
carga por fricción, dificultando la
entrega de gas a los
compresores.
recuperación del gas de baja y
mediana presión) cuando las
válvulas de control de presión
cierren, entonces los compresores
se verán en la necesidad de pasar a
modo recirculación para evitar salir
de servicio, no enviando gas a los
GD’s y consumiendo mayor cantidad
de crudo en las máquinas
generadoras, para tratar de
mantener la misma potencia
requerida en la generación.
Si hay menos pérdidas de carga
por fricción que vencer en el
sistema, la fuente principal de
presión (FWKO’s) no tendría que
incrementarse hasta el punto de
actuar las válvulas de control de
presión que envían gas hacia el
flare, evitando quema excesiva
de gas.
Instalar un volumen adicional en
la succión de los C-9300/9400,
permite captar posible arrastres
de líquidos por parte de la fase
gaseosa desde los separadores
(En caso de haberlos),
mejorando así, la operatividad
del sistema de compresión.
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58
Desde ese punto de vista, acumular gas y hacerlo ingresar cuando
convenga, es un modo de regularizar el control y hacer que la variación de
Qm sea más manejable por el control "fuel sharing" de los generadores
GD’s.
Es importante diferenciar el Acumulador propuesto del Pulmón descrito en
la alternativa Nº 1. El pulmón en general proveerá tiempo para control,
cuando Qp es parecido a Qm. Durante el tiempo en que el caudal de gas
de producción es bastante bajo (Qp≈ 0), el acumulador provee masa a la
succión de los C-9300/9400 para que el flujo de gas a los motores GD’s
(Qm) se mantenga dentro de un límite, evitando variaciones bruscas de
flujo que impactaría el consumo de crudo.
El acumulador debe entregar el gas en baja presión, en este caso, en la
succión de los compresores C-9300/9400, mientras que debe ser
alimentado desde alguna fuente de alta presión.
El objetivo de la alternativa se resume observando la figura 4.4. En la
misma se muestra la finalidad de instalar un acumulador de gas. Si se
define un caudal promedio manejado por los compresores de alta presión
C-9300/9400 como _, cuando el caudal excede el valor medio, el
acumulador recibe o toma sólo el gas en exceso (Área 1 figura 4.4) y se lo
almacena comprimido en el acumulador; y, cuando hay deficiencia por
debajo del valor medio (Área 2 figura 4.4) el gas del acumulador es
inyectado en baja presión para que el compresor lo succione como gas de
reserva, no disminuya la presión de succión y se evite la necesidad de
recircular gas inter-etapa que disminuiría el gas hacia los GD’s, haciendo
que actúe el Fuel-Sharing e inyectando más crudo como combustible para
mantener la generación eléctrica. Por tanto, se trata de alimentar la
capacidad de manejo de gas de los C-9300/9400 aún y cuando la
producción de gas (Qp) varíe.
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61
Tabla 4. 4. Ventajas y desventajas alternativa N° 2.1
Ventajas Desventajas
Alt
ern
ati
va N
º 2.
1
El consumo de energía por re-compresión del
gas es menor comparado con la alternativa de
alimentar al pulmón desde la descarga del
compresor ya que el consumo de potencia de
la última etapa es evitado.
El compresor tiene una capacidad de
manejo de gas definida, si parte del
gas de la inter-etapa es retirado, la
siguiente etapa de compresión puede
desbalancearse trayendo como
consecuencia problemas operativos
de las unidades. Recircular la misma
cantidad de gas desde la siguiente
etapa permitiría disminuir el
desbalanceo del compresor aunque el
consumo de energía se incrementaría
de manera similar a tomar el gas
desde la cuarta etapa.
El recipiente acumulador de gas debe tener
un costo de inversión similar a la alternativa
de almacenar el gas a 5000 psig ya que
aunque no requiera de material y elementos
resistentes a elevada presión, el recipiente
debe ser de mayor tamaño para poder
almacenar la misma cantidad de masa.
Cualquier alternativa que se proponga
como fuente de gas a alta presión
para el acumulador genera un
consumo extra de energía ya que el
gas es re-comprimido.
Expansión del gas desde una presión de 900
psig (segunda etapa) hasta la presión de
succión de los compresores C-9300/9400
pudiera no formar hidratos sin la necesidad de
calentamiento del gas previa expansión.
Debe implementarse un sistema de
control para que las recirculaciones
de las etapas que responda
simultánea y rápidamente al cambio
de la presión, para garantizar
balanceo adecuado y evitar
problemas de operación de los
compresores de alta presión del EPF.
62
Estudio de formación de hidratos
Simulación de proceso en HYSYS 7.1 permite estudiar el comportamiento
del gas durante la expansión desde 900 psig (segunda Etapa) hasta 110
psig (Presión máxima de succión de los C-9300/9400) y predecir si
existiría formación de hidratos además de requerimiento de energía para
mantener la temperatura de almacenamiento inicial requerida, antes de
ocurrir la expansión.
Para realizar la expansión se consideran las siguientes premisas:
Presión de descarga de la segunda etapa de 900 psig.
Se considerará que el gas es expandido hasta 110 psig para
garantizar que siempre ingrese gas al cabezal de succión de los
compresores.
Para efectos de cálculos de transferencia de calor del fluido
almacenado con el ambiente, se fijará una temperatura mínima
ambiente de 68 ºF (20 ºC).
En vista de que el gas acumulado puede permanecer suficiente
tiempo almacenado como para enfriarse por transferencia de calor
con el ambiente, se estimará la temperatura mínima requerida de
almacenamiento para evitar formación de hidratos durante la
expansión del gas.
Como la caída de presión es fija (∆P = 790 psi), la temperatura final
producto de la expansión sólo dependerá de la temperatura inicial y
es estimada en función del punto anterior. En éste caso particular
no depende del flujo de gas a manejar.
En la tabla 4.5 se presentan los resultados obtenidos:
63
Tabla 4. 5. Expansión del gas desde la segunda etapa de compresión
C-9300/9400.
Parámetros Unid. Valor
Temperatura inicial requerida antes de la
expansión del gas ºF 117
Presión Inicial psig 900
Presión final psig 110
Temperatura final ºF 42
Temperatura de formación de hidratos a 110
psig ºF 38
Temperatura descarga segunda etapa de
compresión C-9300/9400 ºF 298
Temperatura ambiente mínima considerada ºF 68
Fuente: Simulación Hysys
En la tabla 4.5 se muestran los resultados correspondientes al
almacenamiento del gas en un acumulador considerando la toma de gas
desde la descarga de la segunda etapa de los compresores C-9300/9400
del EPF cuya presión es de aproximadamente 900 psig. Se observa que a
la presión final de la expansión (110 psig) la temperatura de formación de
hidratos para la composición del gas disponible es de 38 ºF, por tanto, se
estima la temperatura inicial mínima requerida antes de la expansión para
que la temperatura final siempre se encuentre por lo menos 5 ºF por
encima de la temperatura de formación de hidratos es de 117 ºF.
Es importante recalcar que la temperatura del gas en la descarga de la
segunda etapa es de aprox. 298 ºF, sin embargo, como el proceso de
llenado y vaciado del acumulador no es continuo sino todo lo contrario,
puede permanecer almacenado tiempo suficiente como para enfriarse
hasta la temperatura ambiente, debe garantizarse que la temperatura de
almacenamiento no sea en ningún momento menor a 117 ºF (47 ºC) y
evitar formación de hidratos en la expansión.
Mantener una temperatura de almacenamiento de 48 ºC en un recipiente
con un aislamiento común de 2” es fácilmente lograble a través de una
resistencia con un consumo máximo y continuo de 2 kW
64
Diseño de acumulador para la alternativa Nº 2
Para el dimensionamiento preliminar del acumulador requerido para el
almacenamiento de gas a 900 psig se consideran las siguientes premisas:
Se considerará un tiempo de autonomía de 5 min para abastecer
un caudal de gas de 6 MMSCFD correspondiente a la capacidad
requerida por los dos (02) compresores C-9300/9400 operando en
paralelo.
El tiempo de autonomía del acumulador vendrá dado por la
siguiente ecuación:
,
(4. 1)
dónde:
m = Masa acumulada en el recipiente (lb).
= Flujo másico de gas retirado desde el acumulador de gas (lb/h).
El tamaño del recipiente acumulador depende de la masa de gas a
almacenar y de las condiciones de presión y temperatura de
almacenamiento, ya que afectan la densidad de gas y por tanto el
volumen requerido, el cuál está dado por la siguiente expresión:
, (4. 2)
dónde:
= Volumen requerido del recipiente acumulador de gas (ft3).
= Masa de gas almacenado (lb).
= Densidad del gas (lb/ft3).
65
Como caso más conservador se considerará la temperatura más alta
posible del gas a las condiciones de almacenamiento, ya que sería la que
generaría menor densidad del gas y por ende el mayor requerimiento de
volumen. La mayor temperatura esperada es la correspondiente a la
temperatura de descarga de la segunda etapa de compresión 297 ºF (147
ºC).
Una vez conocido el volumen requerido para el recipiente se deben
proponer unas dimensiones de diámetro y longitud que cumplan
dicho volumen.
La tabla 4.6 muestra los resultados obtenidos referentes a las
dimensiones para el acumulador de gas:
Tabla 4. 6. Acumulador de gas a las condiciones de la segunda etapa
de compresión C-9300/9400.
Parámetros Unid. Valor
Temperatura de almacenamiento considerada ºF 297
Presión de almacenamiento psig 900
Flujo de gas de descarga MMSCF
D 6
Tiempo de autonomía min 5
Flujo másico de gas lb/h 21758
Masa de almacenamiento requerida lb 1813
Densidad del gas a T y P de almacenamiento lb/ft3 4,05
Volumen mínimo de acumulador requerido ft3 447
Diámetro del acumulador ft 6
Longitud del acumulador ft 18
Fuente: Simulación Hysys
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67
recipiente en éste caso es de menores
dimensiones pero por el requerimiento de
soportar elevada presión de almacenamiento,
el espesor se incrementa, haciendo que el
costo entre ambos recipientes sean similares.
por lo menos hasta que ocurra la
despresurización del gas a las
condiciones de succión de los
compresores.
La toma de gas en la descarga de
compresión tiene la desventaja de
posible formación de hidratos durante
la despresurización desde 5200 psig
hasta la presión de succión de los
compresores de 110 psig. Aún y
cuando se tome el gas caliente,
aguas arriba del aero-enfriador, el gas
puede permanecer almacenado
tiempo suficiente como para enfriarse
hasta la temperatura ambiente, lo que
puede hacer necesario el
requerimiento de un calentador que
permita incrementar la temperatura
del gas por encima de un valor que
garantice una temperatura final en la
despresurización mayor a la
temperatura de formación de hidratos
del gas. Por lo antes mencionado, es
posible el requerimiento de un
calentador para incrementar la
temperatura del gas antes de la
expansión.
Estudio de formación de hidratos
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68
Simulación de proceso en HYSYS permite estudiar el comportamiento del
gas durante la expansión desde 5200 psig (cuarta Etapa) hasta 110 psig
(Presión máxima de succión de los C-9300/9400) y predecir si existiría
formación de hidratos además de requerimiento de energía para mantener
la temperatura de almacenamiento inicial requerida, antes de ocurrir la
expansión.
Para realizar la expansión se consideran las siguientes premisas:
Presión de descarga de la cuarta etapa de compresión es
aproximadamente 5200 psig.
Se considerará que el gas es expandido hasta 110 psig para
garantizar que siempre ingrese gas al cabezal de succión de los
compresores.
Para efectos de cálculos de transferencia de calor del fluido
almacenado con el ambiente, se fijará una temperatura mínima
ambiente de 20 ºC.
En vista de que el gas acumulado puede permanecer suficiente
tiempo almacenado como para enfriarse por transferencia de calor
con el ambiente, se estimará la temperatura mínima requerida de
almacenamiento para evitar formación de hidratos durante la
expansión del gas.
Como la caída de presión es fija (∆P = 5090 psi), la temperatura
final producto de la expansión sólo dependerá de la temperatura
inicial y es estimada en función del punto anterior. En éste caso
particular no depende del flujo de gas a manejar.
En la tabla 4.8 se presentan los resultados obtenidos:
69
Tabla 4. 8. Expansión del gas desde la segunda etapa de compresión
C-9300/9400.
Parámetros Unid. Valor
Temperatura inicial requerida ºF 243
Presión Inicial psig 5200
Presión final psig 110
Temperatura final ºF 48
Temperatura de formación de hidratos a 110
psig ºF 36
Temperatura descarga segunda etapa de
compresión C-9300/9400 ºF 235
Temperatura ambiente mínima considerada ºF 68
Máximo flujo de gas a calentar MMSCFD 6
Duty requerido MMBTU/h 2,2
Coeficiente global de transferencia de calor BTU/(h*ft2*ºF) 90 [10]
UA estimado por HYSYS BTU/(h*ºF) 12042
Área de transferencia de calor requerida ft2 135
FUENTE: Condiciones de sitio reportadas por PAM.
[10] Mayores detalles se encuentran en (GAS PROCESSORS SUPPLIERS ASSOCIATION (GPSA), 2004 págs. 9-6)
La tabla 4.8 muestra las condiciones de proceso requeridas para lograr la
expansión del gas desde 5200 psig hasta 110 psig sin problemas
operacionales de formación de hidratos. Se requiere de una temperatura
inicial de 243 ºF (Antes de la expansión) para garantizar que no se formen
hidratos, por tal motivo, en ésta alternativa de proceso se hace necesario
el calentamiento del gas a través de un intercambiador de calor. La
temperatura de descarga del gas en la cuarta etapa de compresión es de
235 ºF, muy por debajo a la temperatura requerida antes de que ocurra la
expansión, sin embargo, y como ya se ha mencionado anteriormente, el
gas puede permanecer suficiente tiempo almacenado como para enfriarse
por intercambio de calor con el ambiente, por lo que, como caso más
crítico se considerará que el gas se encuentra almacenado a la
temperatura mínima ambiente (68 ºF) y mediante un calentador es
incrementada su temperatura hasta 243 ºF antes de que ocurra la
expansión, para evitar la formación de hidratos.
El duty requerido para calentar los 6 MMSCFD desde 68 ºF hasta 243 ºF
es de 2,2 MMSCFD correspondiente a un área de transferencia de calor
requerida de 135 ft2.
Dimensiones de acumulador.
Aplicando el mismo procedimiento para el dimensionamiento preliminar
del acumulador de gas llevado a cabo anteriormente, se obtienen los
siguientes resultados para las condiciones de almacenamiento de 5200
psig de presión:
La tabla 4.9 muestra los resultados obtenidos referentes a las
dimensiones para el acumulador de gas:
Tabla 4. 9. Acumulador de gas a las condiciones de la cuarta etapa
de compresión C-9300/9400.
Parámetros Unid. Valor
Temperatura de almacenamiento considerada ºF 235
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Las condiciones de almacenamiento usuales son:
Gas Natural Licuado (LNG):
- Estado: líquido.
- Presión: apenas sobre la atmosférica.
- Temperatura: -161 C (-259 F).
- Tipo de contenedor: Tanque criogénico de doble pared.
Gas Natural Comprimido (CNG):
- Estado: Gas (Fluido denso).
- Presión: 220 barg (3200 psig).
- Temperatura: Ambiente.
- Tipo de contenedor: Recipiente cilíndrico metálico o de plástico
reforzado.
Hay otras formas propuestas de transportar gas, con patentes que
mayormente no se han aplicado en la práctica:
HLG: heavy liquefied gas (Kvaerner).
PLNG: pressurized LNG (ExxonMobil).
LHG: liquefied heavy gas (Chevron).
LUWS: liquefied unprocessed well stream (Noruega).
Las tres primeras formas son variantes de LNG a presiones más altas y
temperaturas más altas, de manera de eliminar el requerimiento de
remoción del CO2 en gases con bajo contenido del mismo. La última es
una propuesta que admite la formación de sólidos y presenta soluciones
para su manejo.
La intención de almacenar un fluido en fase líquida o comprimido es que
podría almacenarse mayor cantidad de masa para un mismo volumen,
así, por ejemplo, El LNG (líquido densidad 420 kg/m3) contiene 600
Sm3/m3, mientras que el CNG contiene unos 275 Sm3/m3. Es decir, que
73
para contener la misma cantidad de gas, el CNG necesita un recipiente
2,2 veces más grande.
Para tener una idea del grado de tratamiento que debe realizársele al gas
para poder licuarlo o llevarlo a fase líquida, a presión atmosférica (LNG)
se muestran en la siguiente tabla las especificaciones mínimas requeridas
en cuanto a calidad del gas:
Tabla 4. 10. Especificaciones generales requeridas para licuefacción
del gas natural (LNG).
Parámetros Unid. Valor
Sulfuro de Hidrógeno (H2S) ppm 4
Mercurio (Hg) ng/Nm3 < 10
Agua (H2O) ppm 1
Dióxido de Carbono (CO2) ppm 50
Oxigeno (O2) % mol < 1
Nitrógeno (N2) % mol < 3
Benceno-Tolueno-Xilenos (BTX) ppm < 2
Halógenos ppm < 2
Aromáticos ppm < 2
Amoníaco ppm < 2
Propano (C3H8) % mol < 6
Etano (C2H6) % mol < 2
Metano (CH4) % mol > 90
Fuente: ExxonMobil PLNG pág. 45
Las especificaciones antes mostradas indican que para licuar el gas se
hace necesario tener presentes cantidades mínimas de contaminantes
como son principalmente y los más comunes en corrientes de gas, el
CO2, H2O, O2 y N2. Para realizar una analogía de las diferentes
condiciones de almacenamiento del gas del EPF se muestra en siguiente
diagrama de fases para la composición del gas disponible en la descarga
de los compresores C-9300/9400.
74
Tabla 4. 11. Composición gas de la cuarta etapa C-9300/9400.
Parámetros % molar
Nitrógeno (N2) 6,5712
Dióxido de Carbono (CO2) 36,4458
Sulfuro de Hidrógeno (H2S) 0.000
Metano (C1) 36,5586
Agua (H2O) 0,3100
Etano (C2) 5,9899
Propano (C3) 7,6601
I-Butano (i-C4) 1,7599
n-Butano (n-C4) 2,8475
i-Pentano (i-C5) 0,9245
n-Pentano (n-C5) 0,6490
n-Hexano 0,2070
C7+ 0,0763
Total 100
Fuente: Simulación Hysys
Para las características del gas del EPF se realiza la envolvente de fases
mostrando las curvas de punto de rocío, burbuja, curva de formación de
hidratos y de formación de CO2 sólido, ver figura 4.8
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76
El punto amarillo represente el Punto Crítico del gas, indicando las
máximas condiciones de presión y temperatura a la cual el gas
podría existir como líquido y/o vapor.
Las líneas punteadas en color amarillo y verde claro representan
la despresurización del gas desde las condiciones de presión y
temperatura de descarga del compresor.
La línea azul claro representa la curva de formación de hidratos del
gas.
La línea verde oscura y punteada representa el lugar geométrico de
los puntos de formación de CO2 sólido del gas disponible en el
EPF.
Una vez definidas las curvas representadas en el diagrama de fases,
entonces se procede a describir las diferentes condiciones a las que
podría ser almacenado el gas del EPF:
Partiendo desde el punto Nº 1, el cual correspondería a las
condiciones de descarga de los compresores C-9300/9400, se
observa que la mínima temperatura requerida para que no se
formen líquidos durante la expansión hasta 1000 psig es de 235 ºF,
de ésta forma se podría almacenar el gas del EPF en fase gaseosa
a las condiciones reflejadas en el diagrama como el punto Nº 3.
Haciendo semejanza al CNG, el gas asociado disponible en el EPF
podría almacenarse a condiciones de presión y temperatura
similares, pues la despresurización hasta 3200 psig (Punto Nº 2) no
formaría líquidos y se encuentra alejado de la curva de formación
de hidratos.
Se podría almacenar Gas Asociado del EPF en fase líquido (Punto
4: Analogía con HLG de Kvaerner) pero se requiere:
a) Deshidratación del gas para evitar formación de hidratos (Máx. 1
ppm H2O).
77
b) Expansión hasta 1000 psig y posterior enfriamiento hasta aprox. -
70 ºF (-55 ºC).
Como se puede observar en el punto Nº 4 de la gráfica, almacenar el gas
en fase líquida hace el proceso bastante sensible a las condiciones de
presión y temperatura de almacenamiento, ya que se estaría trabajando
en un punto de operación muy cercano tanto a la curva de formación de
sólido (CO2) como a la curva de vaporización (Curva de puntos de
burbuja). Por tanto, calentamientos ligeros del líquido (-60 ºF) que
podrían llevarse a cabo fácilmente por transferencia de calor con el
ambiente generaría vapores en el acumulador, de forma inversa, ligeros
enfriamientos extras ocasionarían formación de sólidos de CO2.
Almacenar el gas del EPF en fase líquida y presión atmosférica
(Punto Nº 5 del diagrama) requeriría de las siguientes etapas de
procesamiento y/o tratamiento del gas:
a. Expansión del gas hasta 1000 psig para evitar que el
tratamiento posterior se realice a elevada presión e incremente
los costos en equipos resistentes a 5000 psig.
b. Para evitar la formación de hidratos (Intersección con curva
vertical de formación de hidratos) se requeriría de
deshidratación del gas hasta una especificación de máx. 1 ppm
de H2O.
c. Para evitar la formación de CO2 sólido (Corte con la curva CO2
frezeout) se necesitaría el endulzamiento del Gas (Planta de
Aminas) para remoción de gases ácidos hasta una
especificación máx. de 50 ppm en CO2.
d. Enfriamiento hasta aprox. -280 ºF (-173 ºC) y posterior
expansión hasta presión atmosférica (Punto Nº 5).
78
Es importante mencionar que la Envolvente, el Punto Crítico, Curvas de
formación de CO2 y de Hidratos dependen estrictamente de la
composición del gas y cualquier variación en ésta modifica todas las
curvas. Por todo lo anterior, puede inferirse que almacenar el gas
asociado del EPF es una alternativa que desde el punto de vista técnico y
económico no es rentable, además, se deben involucrar equipos de
elevada complejidad, téngase en cuenta que previamente se debe
remover el agua mediante tamices moleculares regenerativos, y también
el CO2, ambos a niveles de partes por millón, remover los pesados (C6+)
que pueden solidificar, y el mercurio. Se tendrá un medio de enfriamiento,
un turboexpander y/o un ciclo de refrigeración, en todo lo cual se utilizan
materiales especiales para procesos criogénicos. Finalmente, una vez
obtenido el líquido, para disponer de él como gas, se lo debería re-
gasificar, operaciones que desde punto de vista operativo y de
mantenimiento no son parte del proceso productivo para el cual está
concebido el EDEN, el cuál es la producción de crudo.
Tabla 4. 12. Ventajas y desventajas alternativa N° 3
Ventajas Desventajas
Alt
ern
ativ
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º 3
Deshidratar y endulzar el gas asociado
permitiría disponer de un gas con alto
contenido de metano y poder calorífico
constante que permitiría trabajar de manera
estable los generadores GD’s.
Elevado costo de inversión y
mantenimiento por todas las
operaciones unitarias involucradas en
el proceso de licuefacción del gas.
Lograr almacenar gas en fase líquida es una
ventaja desde el punto de vista de capacidad
de almacenaje y reserva de gas para cubrir
faltantes repentinos de gas en el EPF. Como
se explicó anteriormente, almacenar LGN en
fase líquido permite disponer de mucha más
masa (Volumen estándar) por volumen de
recipiente. Para tener una idea, almacenar
GLN permite disponer de un rendimiento en
volumen de 600 Sm3/m3.
Se requieren de equipo de procesos
con materiales resistentes a alta
presión y baja temperatura (Acero
Inoxidable). Proceso muy costoso.
Disponer de un gas más limpio y con menos Para tener idea de la escala de la
79
Ventajas Desventajas
componentes pesados, permite mejorar la
combustión del combustible y así emitir
menos contaminantes a la atmósfera, ya que
la combustión pudiera ser más completa
generando productos como vapor de agua y
CO2.
instalación, podría adoptarse el
criterio que se utilizó anteriormente,
que era "amortiguar la pulsaciones
durante 5 minutos". Suponiendo a
modo de ejemplo que falta el caudal
total de 6 MMSCFD, durante 5
minutos, cada 30 minutos, se
requeriría una reserva de 20836
Std.ft3 de gas, la cual debería ser
repuesta en 25 minutos; es decir, a
una velocidad de 1,2 MMSCFD (20%
de la producción) lo que es muy
significativo para aplicarse en el EPF.
La producción de LNG calculada de
1.2 MMSCFD equivale a una
capacidad de procesamiento de 438
MMSCF por año. Si este gas se
acumulara en forma de LNG, se
necesitarían obtener aprox. 730000 ft3
de LNG por año, lo que equivale a
8400 toneladas por año o sea algo
menos de 0,01 MMtpa (millones de
toneladas por año). Cuando en el
mercado se disponen de plantas de
LNG de pequeña a media escala
(smallscale LNG) con capacidades
entre 0,1 y 2 MMtpa, aún por encima
de la producción requerida para el
EPF. Aún más, tecnólogos como
Kryopak, ofrecen plantas modulares
de "Micro-LNG" (en skids) a partir de
50 t/día, valor cercano al calculado
para el EPF (23 t/día), sin embargo,
requerimientos de producción tan
bajas pudiera agravar los costos, ya
que saldríamos de los estándares.
Alt
ern
ati
va N
º 3
80
Ventajas Desventajas
Poder calorífico del gas licuado
relativamente bajo (900 BTU/SCF) lo
que produce como consecuencia
mayor consumo de gas para generar
una determinada cantidad de energía
eléctrica.
4.2.4. Alternativa Nº 4: Recuperación de condensados para
generación en GD’s.
Se plantean diferentes alternativas de proceso para la utilización de los
condensados recuperados mediante el proceso de captación de gas de
baja y mediana presión del EPF. En el mismo se plantea la opción de
emplear el condensado para generación eléctrica a través de la inyección
y/o mezcla con el gas de descarga de los compresores de alta presión C-
9300/9400del EPF.
Captar el gas de baja y mediana presión del EPF permite recuperar una
cantidad de condensados de aproximadamente 250 BPD de hidrocarburo
líquido. Ésta alternativa de proceso propone enfriar el condensado volátil
a través de un chiller por lo menos 10ºF por debajo de la temperatura de
burbuja del fluido a la presión de operación de succión de la bomba de
inyección y así evitar su posible cavitación por formación de vapor en el
sistema de succión de la misma. También se está estudiando la
posibilidad de transferir energía al fluido a través una bomba booster
vertical y enterrada que permite el manejo de fluidos volátiles sin la
necesidad de enfriamiento ni problemas de cavitación. Se con bombas
para caudales bajos (250 BPD ó 7.3 gpm) y fluidos en su punto de
burbuja, como es el caso.
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82
Tabla 4. 13. Resumen de ventajas y desventajas alternativa N° 4
Ventajas Desventajas A
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Nº
4
Proceso de captación de condensados
puede resultar rentable debido a la
cantidad de condensado que se recupera
del gas rico de baja y mediana presión del
EPF; gira alrededor de los 250 BPD.
A pesar de ser un circuito cerrado
el sistema de refrigeración siempre
hay un consumo de refrigerante
inherente al proceso ya sea por
pérdidas al ambiente (Fugas) o por
mantenimiento de las unidades.
En conjunto con el tecnólogo debe
elegirse el tipo de refrigerante más
apropiado para el servicio en
cuestión.
Condensado limpio con alto poder
calorífico (≈ 3300 BTU/SCF) puede ser
utilizado como combustible en los motores
de los generadores GD’s, aportando más
eficiencia a las máquinas y estabilidad en
la generación.
Hay consumo de cierta cantidad
de energía eléctrica generada en
el EPF por parte de los
compresores y bombas
involucrados en el proceso de
acondicionamiento del
condensado recuperado.
Si la generación es estabilizada mediante
el uso de la mezcla gas-condensado, se
estima un ahorro significativo en el uso de
crudo como combustible en los GD’s,
pudiendo incrementar la producción bruta
de crudo para venta.
Se requiere de considerable
inversión para la adquisición,
instalación y puesta en marcha de
los equipo de procesos
involucrados en la alternativa de
proceso, sin embargo, más
adelante se evaluará su
rentabilidad.
La estabilización de los compresores y de
la generación eléctrica se vería favorecida
por el hecho de que el gas recuperado de
baja y media presión del EPF podrá ser
transferido a la succión de los SK-
9300/9400, además del aporte en la
inyección de condensados en la descarga
83
Ventajas Desventajas
que aportarían estabilidad en el suministro
de combustible a los GD’s.
Los equipos nuevos involucrados son
fáciles de operar y controlar.
Consumo de energía eléctrica en la opción Nº 4
La cantidad de Energía Eléctrica o Potencia que necesitan consumir los
equipos de proceso involucrados en la alternativa como son; la bomba de
inyección de condensado y el Chiller para acondicionar el condensado
recuperado a las condiciones de proceso requeridas son:
Tabla 4. 14. Consumo de energía eléctrica opción Nº 1.
Equipo Unid. Consumo de
energía
Bomba de inyección de
condensados**
kW 28*
BTU/h 93379
Total energía eléctrica consumida kW 28
Total energía eléctrica generada en
el EPF MW 41 MW
Energía consumida respecto a la
generada % 0.1
* Se está considerando un 20% de sobre diseño por efectos de pérdidas
por fricción.
** Caudal de condensado 250 BPD y cabezal desarrollado por la bomba
de 5410 psi.
En la tabla 4.8 se puede apreciar que el consumo de energía eléctrica por
parte de los equipos de proceso involucrados en la alternativa es bastante
bajo respecto a la generación total de electricidad del EPF (0.1 % del total
generado).
Alt
ern
ati
va N
º 4
84
Dimensionamiento preliminar equipo mayores
La potencia de la bomba de inyección de condensados será estimado en
función de las siguientes bases de diseño:
El caudal de líquido manejado por la bomba es de 250 BPD de
condensado recuperado del gas de baja y mediana presión del
EPF.
Las condiciones de succión de la bomba son 90 psig y 75 ºF.
La presión de descarga de la bomba será igual a la presión
requerida en el punto de mezcla con el gas de descarga de los
compresores de alta presión del EPF más las caídas de presión por
fricción en el sistema. La máxima presión de descarga de los SK-
9300/9400 es de 5300 psig. Las pérdidas de energía en el sistema
no se conocen y se considerarán como un 20% de la presión
máxima de descarga de los compresores, así la presión de
descarga requerida por la bomba de condensados será de 5400
psig.
La potencia de la bomba será estimado en función del cabezal
requerido por la bomba (5310 psi) y el caudal de condensado a
manejar por la misma (250 BPD).
Se considera una eficiencia al freno y al motor del 80%.
En la tabla 4.9 se muestran los resultados obtenidos referentes a la
estimación de los tamaños requeridos para los equipos de procesos
involucrados en la alternativa:
Tabla 4. 15. Potencia de equipos de procesos involucrados en la
alternativa.
Equipo de proceso Tamaño
Bomba de condensados kW 28
hp 38
FUENTE: Simulación HYSYS
85
4.2.5. Alternativa Nº 5: Instalación de línea para manejo de picos
de gas en el EPF.
En esta alternativa de proceso se propone emplear un gasoducto, como
pulmón de gas y que se encuentra deshabilitado en las inmediaciones del
EPF con una longitud 30 km y diámetro 16”. La finalidad de la alternativa
es instalar válvulas de control de presión en cada uno de separadores
primarios (FWKO’s) que actúen a una presión menor al punto de ajuste de
las PV’s actualmente instaladas en cada separador y que desvían el gas
por alta presión a quema segura en el flare.
Las válvulas de control nuevas a instalar abrirán para enviar el gas hacia
la tubería y almacenarlo a una presión máxima de 20 psig, de tal forma de
garantizar siempre el ingreso de gas al gasoducto por diferencia de
presión desde los separadores, los cuales operan a aprox. 100 psig. En
conjunto con la línea, debe proveerse un sistema de compresión que
permita alimentar el gas automáticamente a la succión de los
compresores de alta presión C-9300/9400 del EPF, en caso de disminuir
la presión de succión de los compresores por disminución en el flujo de
gas de producción (Qp) hacia los mismos. Los compresores deben elevar
la presión desde aproximadamente 20 psig hasta la presión de succión
máxima de los C-9300/9400 más la caída de presión por fricción en el
sistema. Partiendo del hecho que la presión máxima de succión de los
compresores es de 100 psig, se debe garantizar siempre una presión del
gas acumulado antes del punto de mezcla de mínimo 110 psig, por lo que,
un 20 % más por caídas de presión en el sistema permite inferir que la
presión de descarga de las URV’s debe ser mínimo de 130 psig.
86
El sistema debe proveerse de alivios de presión que desvíen el gas a su
quema segura (Flare) en caso de incrementarse la presión en el pulmón
(tubería). Por otra parte, como el gas que estaría alimentando el pulmón
proviene de los separadores primarios, es posible que en ocasiones haya
arrastre de líquido por parte de la fase gaseosa y más aún, como el gas
se encuentra en su punto de rocío tanto del agua como del hidrocarburo
(Saturado), cualquier enfriamiento leve hace que se formen líquidos en el
sistema, y en mayor cantidad agua, que en presencia de CO2 formaría
ácido carbónico, que incrementaría la velocidad de corrosión de la tubería,
la cual es de acero al carbono.
Como se ha mencionado en las otras alternativas propuestas, el gas
puede permanecer almacenado en el pulmón por suficiente tiempo como
para enfriarse hasta condiciones ambientales, lo que generaría
considerable cantidad de líquidos que deben ser drenados de la tubería
sino con el tiempo se van acumulando en la tubería, ocasionando que
posibles baches de líquidos sean transferidos a las unidades de
compresión ocasionando problemas operaciones. Formación de líquidos
que se acumulen en la línea pulmón es crítico porque la misma no
dispone de una pendiente determinada donde se recolecten los
condensados y sean posteriormente drenados, además, el ducto es tan
largo que se hace casi imposible su drenaje adecuado, por tanto, es una
opción de proceso cuya vida útil puede ser bastante corta.
Alimentar el pulmón dependerá de que exista incremento de flujo de
producción o lo que es igual, incremento de presión en los separadores
primarios (FWKO’s), por eso, puede existir el caso que baje la presión de
succión de los compresores, se requiera gas para suplir los picos bajos y
no se disponga de presión mínima en el pulmón para colocar en servicio
las unidades de compresión.
Una gran ventaja de la alternativa es que permitiría almacenar los picos
de producción de gas en exceso, almacenarlos y guardarlos hasta que
sea necesario ingresarlos de nuevo al proceso de compresión del EPF sin
la necesidad de ser quemado.
87
El tiempo de autonomía que brindaría ésta alternativa es estimado en
función de las siguientes premisas:
Se considerará un consumo de gas de 6 MMSCFD correspondiente
a la capacidad requerida por los dos (02) compresores C-
9300/9400 operando en paralelo.
El volumen disponible para el almacenamiento está dado por las
dimensiones del ducto, el cual es de 30 km de largo por 16” de
diámetro.
La masa a almacenar en el ducto dependerá de la densidad del
gas a las condiciones de presión y temperatura, como caso más
conservador se considerará que la temperatura del gas, es la
misma que la temperatura de operación de los separadores
primarios, pues a mayor temperatura menor es la densidad a la
presión de 20 psig que se está considerando y por tanto se tendría
la menor cantidad de gas que puede ser almacenada.
El tiempo de autonomía del pulmón vendrá dado por la siguiente
ecuación:
, (4. 3)
dónde:
m = Masa acumulada en la tubería (lb).
= Flujo másico de gas retirado desde el ducto (lb/h).
En la figura 4.10 se muestra el volumen disponible para almacenamiento
de gas con las dimensiones del ducto existente.
Figura 4
Fuente: Softw
En la sigu
al tiempo
Tabla 4.
Pa
4. 10. Volu
ware VesselCalc
uiente tabl
de autono
16. Tiemp
arámetros
Flujo de
Tempera
ducto
Presión d
Flujo má
Densidad
Diámetro
Longitud
Volumen
Masa de
umen disp
culation – Versio
a 4.10 se
omía para
po de auto
s
gas de des
atura del
del gas en
sico de de
d del gas a
o del ducto
del ducto
n disponible
gas almac
88
pone de p
gas en el
on #1, TECNA d
muestran
la alternat
onomía de
de ga
scarga
gas en
el ducto
escarga
a T y P
o
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l EPF
del Ecuador, Ab
los resulta
iva:
e ducto pa
s.
Unid
MMS
D
el ºF
psig
lb/h
Lb/ft3
in
Km
ft3
lb
ara almace
bril 2008, By Pau
ados obten
ara almace
. Valo
SCF6
172 º
20
21573 0,169
16”
30
1374
2323
enamiento
ul Delgado.
idos refere
enaje de p
or
ºF
79
91
428
39
o de
entes
picos
89
En la tabla 4.10 se observa que el volumen disponible de tubería en las
inmediaciones del EPF, es bastante considerable como para ofrecer un
tiempo de autonomía de 1 hr para un consumo de gas de 6 MMSCFD
desde los compresores de alta presión C-9300/9400, y una condiciones
de almacenamiento de gas de 172 ºF y 20 psig a lo largo de todo el ducto.
Es importante mencionar que la estimación realizada asume que todo el
ducto se encuentra uniformemente a 20 psig de presión a cada instante,
es decir, que en todo momento se dispone de una masa de gas
almacenada de 23239 lb (10540 Kg), lo cual es difícil de lograr, si su
llenado no es automático cuando hayan consumos de gas desde dicho
pulmón. Su llenado dependerá de la existencia de excesos de gas de
producción en el EPF que desvíen gas hacia el ducto como reserva.
Ésta alternativa de proceso no es recomendable, ya que pueden afectar
en primer lugar la seguridad del personal y operativa de la planta.
Tabla 4. 17. Ventajas y desventajas alternativa N° 5
Ventajas Desventajas
Alt
ern
ativ
a N
º 5 Tiempo de autonomía de 1 hr Afectación a la Seguridad del
Personal y Seguridad Operativa de la
Planta
Corrosión acelerada de la tubería,
debido a los altos contenido de CO2.
4.3. Estimación de costos
4.3.1. Consideraciones generales para la estimación de costos
Para realizar la estimación de costos correspondiente a equipos nuevos
se utilizó la metodología de estimación análoga, tomando como referencia
la información disponible en la base de datos de Petroamazonas para
proyectos similares.
Los costos de equipos obtenidos para este informe no deben ser
utilizados como valores referenciales para criterios de diseño, son valores
que se obtuvieron de:
90
Estimaciones de costos obtenidas de las páginas web.
Mediante la determinación de costos de equipos de procesos
obtenida de literatura.
Para el cálculo de la inversión total se consideran además porcentajes
típicos asociados a ingeniería, materiales, transporte, sistema de control,
gerenciamiento, obra civil, montaje, comisionado, y supervisión.
4.3.2. Hipótesis y suposiciones para la estimación de costos
Para realizar la estimación de costos Clase V, se consideran las
siguientes hipótesis y suposiciones:
Los costos se realizan en dólares estadounidenses.
Para la estimación de costos de los rubros indicados a continuación
asociados con las diferentes alternativas de Uso de Condensados,
se asumen los siguientes porcentajes sobre el costo total de las
nuevas facilidades a ser implementadas. Los rangos dependen de
la alternativa propuesta:
Tuberías y accesorios: rango entre 0.3 y 10%
Comisionado y PEM: 1.4 y 1.8%.
Supervisión para construcción: 5 y 7%.
Ingeniería: rango entre 0.8% y 5%
Gerenciamiento: rango entre 4.5 y 6%.
Transporte: 1.8 y 2.3%.
Estructuras de acero: rango entre 0.1 y 3%.
Instrumentación general: rango entre 0.4 y 5.8%
Equipamiento eléctrico: rango entre 0.1 y 5.3%
Obra Civil: 0.6 y 1%
Mano de obra para montaje electromecánico: 18 y 23%.
Para obtener el costo de venta de instalaciones, se asume un
35% sobre el costo total de la obra correspondiente a los
siguientes rubros: Ingresos brutos, impuestos municipales,
seguros, garantías, sellados, costo financiero, impuesto al
cheque, gastos generales y beneficios.
91
4.3.3. Estimación de costos clase V
Alternativa Nº 1: Instalación de válvulas de control más pulmón
amortiguador en succión C-9300/9400.
En la Tabla 4.11 se presentan de forma resumida los resultados obtenidos
de la estimación de costos Clase V correspondientes a la alternativa Nº 1.
Alternativa Nº 2: Instalar Acumulador de gas en los compresores C-
9300/9400.
En la tabla 4.12 se presentan de forma resumida los resultados obtenidos
de la estimación de costos Clase V correspondientes a la alternativa Nº 2.
Alternativa Nº 3: Almacenamiento de gas asociado del EPF en fase
líquida.
Alternativa de proceso que se hace muy costosa de aplicar en las
instalaciones del EPF por el alto contenido de CO2 y agua, además del
bajo flujo de gas a procesar.
Alternativa Nº 4: Recuperación de condensados para generación en GD’s.
En la tabla 4.13 se presentan de forma resumida los resultados obtenidos
de la estimación de costos Clase V correspondientes a la alternativa Nº 4.
Alternativa Nº 5: Instalación de línea para manejo de picos de gas en el
EPF.
En vista de que el tramo de tubería de 16” ya se encuentra disponible en
el EPF, se estima solo el costo correspondiente a las válvulas de control
que se deben instalar en los separadores más el Skid de Recuperación de
Vapores (URV’s) desde dicha línea.
Tab
Presupue
(Estimaci
bla 4. 18. I
am
esto: Válvu
ión de Cos
Instalació
mortiguado
ulas de Con
stos Clase
92
n de válvu
or en succ
ntrol en FW
V)
ulas de co
ción C-930
WKO’s más
ontrol más
00/9400.
s Pulmón d
s pulmón
de Gas
Tabla
Presupue
(Estimaci
a 4. 19. Ins
esto: Acum
ión de Cos
stalar acu
mulador de
stos Clase
93
mulador d
9300/94
gas en sis
V)
de gas en
400.
stema de c
los comp
compresión
resores C
n C_9300/9
C-
9400
Tabla 4.
Presupue
Clase V)
20. Recup
esto: Uso d
peración d
de condens
94
de conden
sados para
nsados pa
a GD’s (Es
ara genera
stimación d
ación en G
de Costos
GD’s.
Tabla 4
Presupue
(Estimaci
4. 21. Insta
esto: Instal
ión de Cos
alación de
ación línea
stos Clase
95
e línea par
EPF
a de gas p
V)
ra manejo
.
para captar
de picos
r picos de g
de gas en
gas en el E
n el
EPF
96
4.4. Criterios de selección para la estabilidad de gas para generación
eléctrica
4.4.1. Impacto en la estabilidad de gas hacia los C-9300/9400 y/o a
generación
Criterio que define el aporte de cada una de las alternativas propuestas a
la estabilidad del gas comprimido por los compresores de alta presión
(SK-9300/9400). Mientras más sólida y segura sea la opción para evitar
variación bruscas de presión en el sistema de admisión de los
compresores SK-9300/9400, mayor será su peso en la matriz de
selección.
4.4.2. Captar el posible arrastre de líquidos desde los FWKO's
Presencia de líquido en la alimentación de los compresores son
inadmisibles por la máquina ya que causarían problemas operativos y
mecánicos del equipo que disminuirían su vida útil. Añadir un volumen
adicional (Pulmón o Acumulador) en el sistema de succión de los
compresores que permita retener posibles baches de líquidos es favorable
para la operación, por tanto, se considera este criterio en la matriz de
selección para diferenciarlo de aquellas opciones que no ofrecen dicha
ventaja.
4.4.3. Consumo de energía eléctrica (Potencia de Compresión)
Siendo la finalidad del Proyecto generar Energía Eléctrica, éste criterio, al
igual que el anterior, es fundamental para conocer cuál de las opciones
propuestas evita, en su mayor proporción, el consumo de la energía final y
requerida (Eléctrica).
97
4.4.4. Costos Asociados
Cada opción a evaluar, tiene asociado un costo. En este aspecto se trata
de resaltar los costos de Inversión, Operación y Mantenimiento de la
opción, cualquiera sea su naturaleza (costos de equipos,
acondicionamiento del terreno, servicios industriales, entre otros).
4.4.5. Área requerida
Este aspecto, considera el espacio o área requerida para la instalación de
la opción en estudio.
4.4.6. Operatibilidad
Existen equipos y/o procesos que por su naturaleza son más complejos
que otros, complejidad que se traduce en mayores esfuerzos al momento
de ser operados y controlados. Mientras mayor sea la complejidad de la
alternativa propuesta, menor será su ponderación.
4.4.7. Aspecto de seguridad y ambiente
En este factor, se deben estudiar las posibles consecuencias de la
instalación, en este sentido se debe garantizar un nivel adecuado de
protección a personas en primera instancia, a instalaciones existentes,
propiedades de terceros, y el medio ambiente. Esto basado en la
normativa nacional e internacional que rige el tema. A saber: ruido, calor
por radiación, temperatura, entre otros.
4.4.8. Constructibilidad
Criterio de selección que considera aspectos tales como: la complejidad
de la instalación a construir, las facilidades de acceso al área, los
requerimientos de acondicionamiento de la misma, y las estrategias de
ejecución de la obra.
4.4.9. Tiempo de implantación
98
Corresponde al lapso de tiempo necesario, comprendido desde el inicio
de la construcción hasta la puesta en marcha de la planta.
4.4.10. Aprovechamiento de Condensados del EPF
Criterio de selección que permite distinguir entre una alternativa de
proceso y otra, su capacidad para el aprovechamiento de los
condensados que se generarían al captar el gas de baja y mediana
presión en el EPF. Aquellas alternativas que propongan un uso energético
de los mismos se le dará la mayor puntuación dentro de la escala de
ponderación ya que permitiría mejor estabilidad a la generación en GD’s
y disminuiría el consumo de crudo como combustible.
4.4.11. Ahorro en el consumo de crudo para generación
Se define éste criterio de selección para darle prioridad a las alternativas
que de una u otra forma permiten menor consumo de crudo como
combustible en generación eléctrica. El objetivo del EPF es producir
crudo, por tanto, ahorros del mismo como combustible permite
incrementar la producción neta e incrementando su venta.
4.4.12. Mantenibilidad
Criterio de selección que involucra el grado de mantenimiento que
requiere una alternativa, mientras más equipos de procesos se vean
involucrados, la factibilidad o la necesidad de tener que parar el proceso
para realizarle mantenimiento es mayor y por ende menos continuo sería
su operación. Las opciones de proceso que requieran mantenimiento
periódico para su operación segura y eficaz, se le darán baja puntuación
dentro de la matriz de selección.
99
4.4.13. Disponibilidad
Criterio de selección que va de la mano con el tiempo de implantación,
pues existen equipos cuyos tiempos de entrega son elevados, ya sea por
su complejidad o por su importación, por tanto, a menor disponibilidad
menor se ponderará la alternativa.
4.4.14. Confiabilidad
Aquellas alternativas de proceso cuyo grado de confiabilidad en la
operación continua sea alto, será clasificado con el rango superior
establecido en la matriz de selección ya que la misma permitiría una
producción continua, generando mayores beneficios anuales en
comparación con otras menos estables operativamente.
4.5. Procedimiento de elaboración matriz de selección
La ponderación de los criterios, se logra comparando cada criterio con el
resto, en grado de importancia, como se muestra en la Tabla 4.15.
Tabla 4. 22. Grado de importancia de los criterios a evaluar
Muy Importante Importante Importancia
Relativa
Poca
Importancia
4 3 2 1
100
Basados en lo anterior, si se desea comparar el parámetro A y B, y se
considera que el parámetro A es mucho más importante que el B, se
califica el primero como “4A”, donde cuatro (4) indica el grado de
importancia, y “A” indica el parámetro favorecido. De esta manera, se
comparan todos los factores; una vez logrado esto, se suman los puntos
obtenidos por cada factor. Finalmente, se calcula el peso porcentual de
cada parámetro, esto es, se divide el puntaje obtenido por el parámetro
(en la ponderación), entre la sumatoria de los puntajes obtenidos por
todos los parámetros (en base 100).
Ya ponderados los factores, se evalúa el comportamiento de las opciones
frente a los diferentes criterios definidos para la evaluación. Es decir, se
estudia y da peso a las ventajas y desventajas que presentan las
opciones al ser comparadas con cada uno de los factores de estudio. El
peso dado a cada opción según los factores, se determina según el
cumplimiento o no del mismo (Ver Tabla 4.16).
Tabla 4. 23. Ponderación de cada opción con respecto a cada factor
Excelente Muy Bueno Bueno Regular No
Satisface
5 4 3 2 1
De esta manera, si se evalúa el cumplimiento del factor “A” en la “Opción
X”, y se considera que el cumplimiento es muy bueno se califica con
cuatro (4), de forma análoga, se procede con el resto de las opciones y
factores.
4.6. Matriz de evaluación para el alternativas estabilización de gas a C-
9300/9400 y/o Generación con GD's.
101
En función de los resultados obtenidos en la matriz de evaluación para las
opciones de proceso referentes a la estabilización de gas y/o disminución,
en lo posible, de variaciones bruscas de presión en el sistema de succión
de los compresores de alta presión SK-9300/9400 del EPF, se observa
que la opción más factible es la Recuperación de Condensados y su
inyección en la descarga de los compresores para ser aprovechados
ambos como combustible para generación eléctrica a través de los
motores GD’s del EPF. De esta manera, se aprovecharían los
condensados producidos en la recuperación del gas de baja del EPF para
la generación eléctrica a través de los GD’s. Es importante recalcar que la
utilización continua y simultánea de gas y condensado es factible solo en
un sistema de generación adecuado para trabajar en esa condición.
Del análisis de selección de alternativas planteado, se define que el
proyecto debe implementarse en dos fases.
FASE 1 (AÑO 2013)
CRITERIOS DE SELECCIÓNA
B 3 A
C 3 A 3 C
D COSTOS ASOCIADOS 3 A 3 B 2 D
E ÁREA REQUERIDA 3 A 2 B 3 C 2 E
F OPERATIBILIDAD 2 A 3 F 2 F 2 D 3 F
G ASPECTO DE SEGURIDAD Y AMBIENTE 1 A 3 G 2 C 1 D 1 E 3 G
H 3 A 3 B 2 H 3 H 2 H 3 F 3 G
I TIEMPO DE IMPLANTACIÓN 2 I 3 I 2 C 3 I 3 I 3 I 4 G 2 H
J APROVECHAMIENTO DE CONDENSADOS DEL EPF 3 J 4 J 3 J 2 J 3 J 2 F 2 J 2 J 2 I
K AHORRO EN EL CONSUMO DE CRUDO PARA GENERACIÓN 4 K 4 K 4 K 4 K 4 K 4 K 4 K 4 K 4 K 4 K
L MANTENIBILIDAD 3 A 3 L 3 L 2 L 2 E 3 L 3 G 2 H 2 I 3 J 4 K
M DISPONIBILIDAD 3 A 3 B 3 C 3 M 3 M 2 M 3 G 2 H 3 I 3 J 4 K 2 L
N CONFIABILIDAD 3 N 3 N 3 N 3 N 4 N 2 N 3 G 3 N 3 N 3 J 3 K 2 N 4 N
FACTORES EVALUADOS219
OPCIONES TOTAL
N° 1.- VÁLVULAS DE CONTROL + AMORTIGUADOR EN SUCCIÓN C-9300/9400 293
N° 2.- INSTALAR ACUMULADOR/PULMON DE GAS EN C-9300/9400 332
N° 3.- ALMACENAMIENTO DE GAS ASOCIADO EN FASE LÍQUIDA 267
N° 4.- RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS PARA GENERACIÓN EN GD's 373
N° 5.- INSTALACION LINEA GAS MANEJO PICOS GAS 356
5GRADO DE IMPORTANCIA DE LOS CRITERIOS A EVALUAR
MUY IMPORTANTE 4IMPORTANTE 3IMPORTANCIA RELATIVA 2POCA IMPORTANCIA 1
PONDERACIÓN DE CADA OPCIÓN RESPECTO A CADA FACTOR
EXCELENTE 5MUY BUENO 4BUENO 3REGULAR 2NO SATISFACE 1
4
% DESVIACIÓN3
2
2
1
2
3
14
L M N
2
3
3
L
M
N
NML
30
6 4
J K
1
1
13 8
3
3
Indica la diferencia entre las dos primerasopciones clasificadas (Nº 3 y Nº 4)
1
4
1
3
4
4
2
3 2
2
4
J
K
J K
28 51
13 23
2
1
3 4
2
3
3
3
3 32
1
1 4
2
3
4
3
3
4 1
1
3 2
1
2
H I
2 3 4 4 4 3 3 4
10 6 10
A B C D E F G
13 22 13 21
11 5 6 2 2 6
B C D E
11 13 5 5
B
C
D
E
F
I
MATRÍZ DE SELECCIÓN ALTERNATIVAS ESTABILIZACIÓN GAS A C-9300/9400 Y/O GENERACIÓN CON GD's
IMPACTO EN LA ESTABILIDAD DE GAS HACIA LOS C-9300/9400 Y/O A GENERACIÓN
CAPTAR EL POSIBLE ARRASTRE DE LÍQUIDOS DESDE LOS FWKO's
CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (POTENCIA DE COMPRESIÓN)
A
A
CONSTRUCTIBILIDAD
3
RESULTADOS DE LA PONDERACIÓN
PESO (0 A 100)
G
I
H
F G H
24
3 3 3 1 44 1 2 3 3
102
Instalación de la Planta de Tratamiento de Gas adquirida a Aservin
en paralelo con la PTG de Petroamazonas existente en el EPF, a
fines de procesar en conjunto 4.4 MMSCFD de gas de FWKO’s @
90 psig.
Procesamiento de 1.9 MMSCFD de gas en la Planta de
Tratamiento de Gas de PAM (capacidad máxima 2.15 MMSCFD), a
fines de obtener 1.76 MMSCFD de gas combustible.
Procesamiento de 2.5 MMSCFD de gas en la Planta de
Tratamiento de Gas de Aservin (capacidad máxima 2.85
MMSCFD), a fines de obtener 2.32 MMSCFD de gas combustible.
Generación de 13.5 MW en generadores SG a partir de 3.68
MMSCFD de gas tratado. El índice de metano del gas combustible
es igual a 73.
FASE 2 (AÑO 2014)
o Conversión de generadores LN para operar con gas crudo
(generadores GD). Se estiman, en base a la disponibilidad
de gas, dos unidades GD en operación.
o Procesamiento en la PTG de Petroamazonas y en la PTG
adquirida a Aservin (instalada en la Fase 1) de 4.4 MMSCFD
de gas de FWKO’s @ 90 psig, a fines de generar 13.5 MW
en unidades SG y atender otros consumos de gas
combustible por 0.4 MMSCFD.
o Empleo del gas remanente de 90 psig (separado en los
FWKO’s V-120/130/140/150) y del gas de 15 psig (separado
en los V-190/195) en generadores LN convertidos a GD.
Instalación de 190 hp de potencia de compresión para
elevar la presión de hasta 1.7 MMSCFD de gas de V-
190/195 desde 15 psig hasta 90 psig, a fin de
mezclarlo con el gas remanente de FWKO’s que no
se envía a las Plantas de Tratamiento de Gas.
Implementación de un pulmón de gas en la succión
de los compresores SK-9300/9400.
103
Compresión del gas mezcla resultante desde 90 psig
hasta presiones del orden de 5100 psig (350 barg) en
las unidades SK-9300/9400, para ser empleado en
las unidades GD.
Generación de 8.5 MW en unidades GD en 2013 y un
máximo de 11.7 MW en el año 2014.
La tecnología a utilizar en el EPF, debido a las facilidades implementadas,
es el utilizar el sistema gas/crudo, donde se cuenta con generadores a
crudo, los cuales serán transformados a gas/crudo, este tipo de
generadores, se caracteriza por operar en diferentes porcentajes de
mezcla gas/crudo.
Para implementar este tipo de generadores se requiere alimentar al
generador con gas a alta presión, aproximadamente 5200 psig, lo cual
implica colocar un compresor que levante la presión desde 100 psig,
hasta 5200 psig.
El compresor debe estar en capacidad de manejar una gran variación de
flujo de gas, pues el objetivo es operar con la cantidad de gas que
disponga el sistema, y en el caso de contar con bajo flujo de gas, se be
incrementar el porcentaje de crudo en la mezcla y por ende el compresor
tiene que estar en la capacidad de operar con bajos flujos de gas.
104
CAPITULO 5: INGENIERÍA ACONDICIONAMIENTO DEL GAS
5.1. Bases y criterios de diseño.
5.1.1. Condiciones del sitio.
Tabla 5. 1. Condiciones ambientales del EPF
Parámetro Valor Unidad
Presión barométrica promedio 14,3 Psia
Altura promedio sobre el nivel del mar 722 Ft
Temperatura ambiente máxima para diseño de equipos de
procesos o eléctricos (en intemperie) 104 ºF
Temperatura ambiente mínima para diseño de equipos de
procesos o eléctricos (en intemperie) 70 ºF
Precipitación máxima registrada en 1 mes 361 Mm
Precipitaciones máximas promedio anual 262,5 Mm
Precipitaciones consideradas para diseño 100 Mm
Humedad relativa máxima 100 %
Humedad relativa mínima 70 %
Zona Sísmica (UNIFORM BUILAING CODE UBC 1997) IV
Vientos
Dirección Predominante (valor/
%) EW
Velocidad Máxima (UBC 1997) 112,0 Km/h
Velocidad Normal 10,8 Km/h
Condiciones
Ambientales
Polvo No
Tropicalización Si
105
5.1.2. Parámetros de diseño
Consideraciones generales
o Para la verificación de plantas de tratamiento de gas se utilizará
Aspentech HYSYS PROCESS (simulación plantas de ajuste de
punto de rocío).
Para el cálculo del número de metano se utilizará el software AVL
Methane 3,2. Para el caso del gas del EPF.
Gas disponible para generación
El total de gas que se disponga para generación eléctrica en los
generadores SG, será producido en los separadores primarios (7.3
MMSCFD), al cual se le restarán las perdidas por condensación y
tratamiento. Adicionalmente deberá considerarse también que parte del
gas asociado producido en las instalaciones (tratado o no tratado) será
usado como gas blanketing y gas de purga.
La optimización en el uso del gas, consiste en utilizar todas las fuentes
que separen gas asociado de petróleo por lo que se obtiene además 1.8
MMSCFD en los V-190/195 y 1 MMSCFD en las V-401/460 para ser
enviados a los compresores C-9300/9400.
El EPF, al recibir la producción en fluido multifásico, agua crudo y gas, el
tipo de flujo que recibe es tipo slug, por lo cual se reciben baches de gas,
lo cual muestra al sistema con una condición que para aprovechar todo el
gas de requiere moverse con el pico de gas que llegue a la estación.
Se conocen de dos alternativas para manejar dichos picos de gas.
Una de ellas es implementar grandes pulmones de gas, los cuales tienen
que ser llenados con el gas cuanto este ingresa a la estación, y los
pulmones serán vaciados cuando no ingrese gas a la estación, esto
conlleva a tener grandes volúmenes de gas almacenados a alta presión,
los que representa que el nivel se seguridad y el dimensionamiento del
sistema de alivio y venteos se tiene que agrandar para manejar una
contingencia en dichos pulmones.
106
La otra alternativa es moverse con el pico de gas, manejando la relación
gas crudo que ingresa al generador.
En el caso puntual del EPF, al tener instalados generadores a Crudo, los
cuales pueden ser transformados a generadores Gas/Crudo, es utilizar
esta tecnología para optimar el consumo de gas para generación
eléctrica.
5.1.3. Criterios de calidad de gas combustible para generación
eléctrica.
o LHV (Lower Heating Value): 900 – 1.000 Btu/scf.
o Índice de metano: mínimo 60.
o Margen Punto de Rocío HC: + 20°F respecto de la temperatura del
gas o de la temperatura ambiente (la que fuera menor) a la presión
de operación del sistema de gas combustible.
o Margen Punto de Rocío Agua: + 20°F respecto de la temperatura
del gas o de la temperatura ambiente (la que fuera menor) a la
presión de operación del sistema de gas combustible.
5.1.4. Criterios de verificación de tuberías y equipos
Líquidos
o Succión de bombas:1 a 5 ft/s
o Descarga de bombas: 4 a 8 ft/s
o Líneas de proceso: 3 a 6,5 ft/s
o Líneas de drenaje: 1,5 a 4 ft/s[4]
o Líneas de agua: máximo 10 ft/s
o Refrigerante: máximo 3,3 ft/s
Gases
ρ·v² (máximo)
[4] (BRANAN, 2000 pág. 7)
107
o Presión menor o igual a 20 barg:6.000 kg/m·s²
o Presión entre 20 y 50 barg:7.500 kg/m·s²
o Presión entre 50 y 80 barg:10.000 kg/m·s²
o Presión entre 80 y 120 barg:15.000 kg/m·s²
Pérdidas de carga en tuberías
o Presión menor o igual a 8 barg:0,115–0,450Bar/km
o Presión entre 8 y 36 barg:0,460– 1,130Bar/km
o Presión entre 36 y 143 barg:1,150– 2,80 Bar/km
Velocidad
o Para tuberías de proceso
Tabla 5. 2. Criterios máximos de diseño
Fluido Criterio
Gas Seco 100 ft/s
Gas húmedo 60 ft/s
Aire 100 ft/s
5.1.5. Verificación de Separadores
En aquellos casos en los que no se cuente con información de capacidad
de separadores gas/líquido, se adoptarán los siguientes valores de la
constante K:
o K = 0,30 ft/s (separadores con demister)
o K = 0,125 ft/s (separadores sin demister)
o K = 0,25 ft/s (separador de succión de compresor)
Para la verificación de separadores fríos en plantas de tratamiento de gas
se adoptará un tiempo de residencia mínimo de 12 minutos para cada
fase líquida.
108
Los criterios de diseño de nuevos separadores serán presentados en la
memoria de cálculo respectiva.
5.1.6. Verificación de Intercambiadores de Calor
El factor de ensuciamiento para verificación de intercambiadores de calor
y aeroenfriadores se adoptará igual al del diseño original del equipo.
En caso de no contar con dicha magnitud o de tratarse del diseño de un
nuevo equipo, se adoptará un valor de 0,001 hr ft² °F / BTU.[10]
Para velocidades en conexiones en intercambiadores de calor se
adoptarán los límites recomendados por TEMA.
5.1.7. Criterios de Sobre diseño de Equipos
o Intercambiadores gas/gas: 5-10% en área
o Intercambiadores gas/líquido: 5-10% en área
o Aeroenfriadores: 10-20% en área
o Chillers: 10-20% en área
o Reboilers: 10-20% en área
o Compresores: 5-10% en potencia
o Separadores 10 – 20% en caudal de ingreso.
[10] Mayores detallles se encuentran en (GAS PROCESSORS SUPPLIERS ASSOCIATION (GPSA), 2004 págs. 9-31)
5.2.
Balance de masa yy energía
5.3.
Esquemaa de la simmulación
110
5.4. Memoria de cálculo de separadores
Figura 5. 1. Esquema de tratamiento de gas
5.4.1. Diseño y verificación de separadores y acumuladores
Escenario de Verificación y Diseño.
Comprende la máxima producción de gas en los campos Pañacocha y
Edén Yuturi, la cual se obtiene en el año 2013. Los caudales de gas de
Edén Yuturi, y del campo Pañacocha fueron proporcionados por PAM y se
describen a continuación:
Para definir el flujo proveniente de los separadores se toma los valores
reportados en los medidores del campo de donde se establece que 7,3
MMSCFD se obtiene en la separación primaria dirigiéndolo hacia el
sistema de tratamiento de gas de alta presión. El flujo de gas de baja
presión 1,7 MMSCFD se lo recupera en los equipos de separación
secundaria (OIL FLASH VESSEL V-190/195); además para el sistema de
tratamiento de gas de baja presión se considera el aporte aproximado de
1,1 MMSCFD de gas proveniente de los CRUDE OIL VAPOR SEPARTOR
V-401/460.
112
Tabla 5. 3. Condiciones de operación
Equipo Fluido Temperatura
°F
Presión
psig
Caudal Total
(BPD /MMSCFD)
Escenario
Inlet 3 Phase
Separator
(Gas Scrubber)
(1)
Hidrocarburo
128 95
100
Agua 52
Gas 8,5
Gas
Accumulator
(1)
Gas 130 235 4,4
LowPressure
3 Phase
Separator
(1)
Hidrocarburo
128 0
232
Agua 139
Gas 2,5
High Pressure
3Phase
Separator
(1)
Hidrocarburo
100 98
361
Agua 17
Gas 2,2
Accumulator
(1) Hidrocarburo 109 90 743
Fuente: Simulación Hysys
5.4.1.1. Parámetros de Verificación
Tabla 5. 4. Parámetros de verificación
Equipo Parámetro Criterio ó Valor
Recomendado /
Valor disponible
Comentarios
Inlet 3 Phase
Separator
(Gas
Scrubber)
(1)
Tiempo de residencia de
Hidrocarburo (min) 5 mínimo
Tiempo de residencia de agua
(min) 5 mínimo
K gas (m/s) 0,12 máximo
Conexión de entrada ρv2 (kg/m-s2) 6000 máximo
Gas
Accumulator
(1)
Capacidad del Sistema de
Acumulación de Gas (MMSCDF) 4,4
Considerando dos
acumuladores y 5
minutos de provisión
de gas.
113
Equipo Parámetro Criterio ó Valor
Recomendado /
Valor disponible
Comentarios
LowPressure
3Phase
Separator
(1)
Tiempo de residencia de
Hidrocarburo (min) 5 mínimo
Tiempo de residencia de agua
(min) 5 mínimo
K gas (m/s) 0,12 máximo
Conexión de entrada ρv2 (kg/m-s2) 6000 máximo
High Pressure
3
PhaseSeparat
or
(1)
Tiempo de residencia de
Hidrocarburo (min) 5 mínimo
Tiempo de residencia de agua
(min) 5 mínimo
K gas (m/s) 0,12 máximo
Conexión de entrada ρv2 (kg/m-s2) 6000 máximo
Accumulator
(1)
Capacidad del Sistema de
Acumulación de condensados
(BBL)
10
Considerando un
acumulador y 20
minutos de
acumulación de
condensados.
Dimensiones de los Equipos
A continuación se muestran las dimensiones de los equipos obtenidos.
Tabla 5. 5. Dimensiones separadores
Tag Servicio Cant. Tipo
Dimensione
s Caudal de Diseño
Diá
Mm
L (t/t)
mm
Hidrocarbu
ro
BPD
Agua
BPD
Gas
MMSCF
D
V-901
Inlet 3 Phase
Separator
(Gas Scrubber)
1 Horizon
tal
1.21
9 4.200 100 52 8,5
V-903 LowPressure
3 PhaseSeparator1
Horizon
tal
1.37
2 4.200 232 139 2,5
V-904 High Pressure
3 PhaseSeparator1
Horizon
tal
1.06
7 3.200 361 17 2,2
114
Tabla 5. 6. Acumulador de líquido
Tag Servicio Cant. Tipo
Dimensiones Caudal de Diseño
Diá
mm
L (t/t)
mm
Hidrocarburo
BPD
Agua
BPD
Gas
MMSCFD
V-905 Accumulator 1 Horizontal 1067 2500 743 - -
Los parámetros de verificación son comparados con los valores obtenidos
en el respectivo escenario.
Tabla 5. 7. Validación de separadores
Equipo Parámetro Valor
Referencia
Escenario
Valor Verifica Nota
Inlet 3 Phase
Separator
(Gas Scrubber)
Tiempo de
residencia de
Hidrocarburo
(min)
5 mínimo 86 Si
El Separador fue
diseñado como
el scrubber de
un compresor.
Tiempo de
residencia de
agua (min)
5 mínimo 125 Si
K gas (m/s) 0.12 máximo 0,079 Si
Conexión de
entrada ρv2
(kg/m-s2)
6000 máximo 1604 Si
LowPressure
3
PhaseSeparator
Tiempo de
residencia de
Hidrocarburo
(min)
5 mínimo 46 Si
El Separador fue
diseñado como
el scrubber de
un compresor.
Tiempo de
residencia de
agua (min)
5 mínimo 58 Si
K gas (m/s) 0.12 máximo 0,059 Si
Conexión de
entrada ρv2
(kg/m-s2)
6000 máximo 741 Si
High Pressure
3
PhaseSeparator
Tiempo de
residencia de
Hidrocarburo
(min)
5 mínimo 11 Si
El Separador fue
diseñado como
el scrubber de
un compresor. Tiempo de 5 mínimo 218 Si
115
Equipo Parámetro Valor
Referencia
Escenario
Valor Verifica Nota
residencia de
agua (min)
K gas (m/s) 0.12 máximo 0,037 Si
Conexión de
entrada ρv2
(kg/m-s2)
6000 máximo 243 Si
Gas
Accumulator
Capacidad del
Sistema de
Acumulación
de Gas
(MMSCDF)
4.4 5,3 Si
Se diseña el
acumulador tal
que se obtenga
5 minutos de
provisión de gas.
Accumulator
Capacidad del
Sistema de
Acumulación
de
condensados
(BPD)
620 743 Si
Se diseña un
acumulador tal
que se obtenga
20 minutos de
acumulación de
condensados.
5.5. Memoria de cálculo de intercambiadores de calor
5.5.1. Propiedades de los fluidos
Las propiedades del fluido utilizadas para el diseño del aeroenfriador
fueron seleccionadas del balance de masa y energía.
5.5.2. Condiciones de diseño
Las condiciones para las cuales fue diseñado el GC-900 están resumidas
en la siguiente tabla.
Flu
Dis
MM
2,8
Tabl
De acuer
un sobre
5.5.3.
ujo de
seño
MSCFD
8
la 5. 8. Co
rdo con los
diseño de
Hoja d
Presión
Operac
psia
15,3
ondiciones
s criterios d
l 10 al 20%
de datos
n de
ción
T
d
°
1
116
s de diseñ
descritos e
% en área d
Temperatu
de entrada
F
85
ño intercam
en las base
de intercam
ra
a
Temp
máx
Desc
°F
130
mbiadores
es de dise
mbio.
peratura
carga
s de calor
ño se adop
Máxima c
de presió
Psi
0,20
r
ptará
caída
ón
117
5.5.4. Resultados
A continuación se muestra un resumen de resultados obtenidos de la
simulación del nuevo aeroenfriador GC-900 (sistema de baja presión).
Tabla 5. 9. Resultados intercambiadores de calor
5.5.5. Verificación de aeroenfriadores
Para la evaluación de los equipos se realizó la simulación de cada
aeroenfriador (E-625 y E-626) mediante el software Acol 2006.5 de
acuerdo a la composición del gas y a sus condiciones de entrada
establecidas en 170 ºF y 100 psig.A partir de condiciones determinadas
en la simulación del sistema de pre-enfriamiento, se verificaron los
aeroenfriadores existentes para las nuevas condiciones de diseño.
La temperatura ambiente utilizada en la simulación es de 104 ºF, la cual
se encuentra registrada como la máxima temperatura ambiente, este valor
de temperatura representa la condición más crítica desde el punto de vista
del enfriamiento requerido para ingreso a los compresores.
El flujo de gas de entrada a los aeroenfriadores se estableció en 7,3
MMSCFD, gas saturado proveniente de los FWKO V-
102/103/104/105/20160.
5.5.6. Evaluación de equipos
Para la evaluación del sistema de pre-enfriamiento se tomó como datos
de partida los expuestos en la siguiente tabla:
Se requiere además conocer las características de los aeroenfriadores
instalados, datos que fueron extraídos de las hojas de datos
proporcionadas por Smithco Ver ANEXO R
Caudal de
diseño
MAWP @
400ºF
Temperatura
de salida
Máxima caída
de presión
Dimensiones
L/W/H
Potencia
del motor
Lb/h Psig °F psi In Hp/Unit
12.272 50 130,06 0,174 168 / 116 / 11 10 / 2
118
Tabla 5. 10. Sistema de pre-enfriamiento
Cantidad Aero-Enfriador Nº de
pasos
Nº de
tubos
Diámetro de tubos
(in)
1 E-625 5 149 0,75
1 E-626 2 102 1,00
Los aeroenfriadores instalados en EPF están conectados en paralelo y de
acuerdo a las hojas de datos proporcionadas por Smithco fueron
diseñados para las siguientes condiciones:
Tabla 5. 11. Características del diseño intercambiadores de calor
Cantidad TAG
Flujo
Másico
(lb/h)
Presión de
diseño
(Psig)
*Cantidad /
Potencia motor
(Hp)
1 E-625 6.400 260 1 / 7,5
1 E-626 14.190 200 2 / 7,5
Estos aeroenfriadores E-265 y E-626 fueron diseñados para un flujo
aproximado de 1,8 MMSCFD y 3,9 MMSCFD respectivamente.
Los equipos al estar conectados en paralelo y tener diferentes
características, distribuirán el flujo en función de la resistencia que
presenten al paso del fluido, por lo cual las nuevas condiciones de
operación dependerá de las caídas de presión que presente el E-625 y el
E-626.
Tomando en cuenta que se conectan los aeros a la entrada y salida de los
mismos, se calculó la distribución de flujo con un delta de presión
constante (2,31 psi), es así que los flujos que manejará cada
aeroenfriador serán de:
119
E-625 para 1,2 MMSCFD (4.410 lb/h)
E-626 para 6,1 MMSCFD (22.500 lb/h)
Tabla 5. 12. Condiciones de verificación de aero enfriadores
TAG
Presión de
operación
(Psig)
∆P
(Psig)
Temperatura del
aire
(ºF)
Temperatura de
salida de gas
(ºF)
E-625 100 Cte. 104 130
E-626 100 Cte. 104 130
Los resultados para el E-625 obtenidos del simulador Acol 2006.5 se
presentan en al ANEXO P
Los resultados para el E-626 obtenidos del simulador Acol 2006.5 se
presentan en al ANEXO Q
Tabla 5. 13. Resultados verificación intercambiadores
TAG Flujo másico
(lb/h)
∆P
(Psig)
Temperatura del aire
(ºF)
Temperatura de
salida de gas
(ºF)
E-625 4.410 2,31 104 110
E-626 22.500 2,31 104 130,7
De acuerdo con los resultados obtenidos, las temperaturas de salida del
sistema de pre-enfriamiento deberían establecerse en 130 ºF como valor
máximo.
5.6. Filosofía de operación y control
Fase 1
En la fase 1se plantea optimizar el gas para los generadores SG, por lo
cual se requiere de la instalación de dos plantas de ajuste de punto de
rocío, de manera de dar prioridad al sistema SG sobre el sistema GD.
120
Línea de ingreso a aeroenfriadores E-625/626. La línea de 6” transportará
el gas de la producción de Pañacocha, para mezclarlos con el gas de
EPF, el ingreso a los aero enfriadores (E-625/626) estará monitoreado en
su presión y temperatura.
Aeroenfriadores E-625/626: Los Air cooled precoolres E-625/626
(existentes) enfrían el gas de producción (163ºF) con el fin de propiciar la
separación de líquidos en el V-901, se conectarán los actuales aeros con
el nuevo separador a través de una nueva tubería de 8”, los
Aeroenfriadores trabajarán en forma simultánea.
El fin de estos es enfriar lo más posible, por lo tanto no se requiere de un
control de temperatura de trabajo.
Cabe mencionar que los aero enfriadores trabajarán en paralelo y se
requiere la operación de los dos en simultáneo para enfriar todo el caudal
(7.3 MMSCFD).
Inlet 3 PhaseSeparator (V-901): En este separador se retienen los
condensados formados por el enfriamiento producido en los air
cooledprecoolers E-625/626. Para monitoreo local, el equipo contará con
indicadores de presión y temperatura.
Se contará con visores de nivel diferenciados entre interfase agua-
condensado e interfase condensado-gas.
Tratamiento y Ajuste de punto de rocío: Los equipos involucrados en este
sistema son dos: planta de tratamiento de gas de PAM (existente) y planta
de Aservin (nueva).
La planta de Aservíncuenta con un separador bifásico horizontal. También
se cuenta con un separador trifásico que saca los condensados luego de
las etapas de enfriamiento. La planta cuenta con dos intercambiadores de
calor un intercambiador gas-gas y el intercambiador agua-gas (chiller),
también cuenta con un sistema de refrigeración, en cual enfría agua y el
agua en un circuito cerrado enfría el gas en el chiller.
121
Acumuladores de gas V930 BA.
El objetivo de colocar este acumulador es amortiguar las variaciones de
gas a la succión de los compresores SK 9300/9400.
Para el control de presión el equipo cuenta con válvulas de control de
presión.
Como elementos de protección se cuenta con:
1 Válvula de seguridad (PSV-930BA/BC) set @ 285psig para el
acumulador V-930 BA.
1 Válvula de blowdown BDV-930BA, activada por el operador a través del
PB-930A.
1 interruptor de nivel, que genera alarma por muy alto nivel en el V-
930BA.
A la descarga se colocarán dos medidores de caudal, FIT-2011 y FIT-
2012, los cuales miden la distribución de flujo tanto a la planta de
tratamiento de gas de PAM y la de Aservín, los valores de caudal serán
reportados en sala de control.
En lo correspondiente al sistema contra incendios el pulmón de gas (V-
930BA) contará con un sistema de enfriamiento de agua, compuesto por
28 rociadores de agua, estos rociadores deberán activados por el
operador desde sala de control, abriendo la válvula XV-2139.
Los casos en los que el operador debe activar el sistema de rociadores de
agua es cuando observe una presión en el Acumulador de gas (V-930BA)
superior a los 260 psig y en caso de que exista un incendio en los
alrededores del Acumulador de gas.
Fase 2
Alta presión
El set de presión en la succión de los compresores será de 97 psig en
esta fase y será colocado por el operador en el HMI para ser enviado al
PLC del compresor vía Control NET. También existirá un lazo de control
que alarme por bajo caudal en los generadores SG, la alarma deberá ser
configurada de manera que se active si el flujo a los generadores SG es
menor de 2.3 MMSCFD y se ha tenido un descenso en el gas de 0.2
122
MMSCFD o mayor en un intervalo de 5 minutos. A más de la alarma esta
señal cambia a los generadores GD a modo crudo.
Para el control de presión en la succión se utiliza el PIT-9397 (existente) y
su señal replicada en el PIT-9397A (nuevo); siendo el mayor valor de
presión, el transmitido al control del compresor PLC-9300/9400; el que
realizará la acción para cubrir las necesidades de operación del mismo.
De igual manera se ha dispuesto del PIT-9399A (nuevo) que será el que
replique la señal del PIT-9399B (existente), para transmitir el valor de
mayor presión en la descarga entre estos, hacia el PLC de Wartsila y del
compresor.
El PLC de Wartsila será el que fije el set de presión en la descarga del
compresor y la señal se la enviará vía Control NET.
Las respectivas señales del PLC de Wartsila y del compresor se deben
indicar en la lógica de cada sistema.
Cualquier cambio en los sets del compresor deberá ser hecho y evaluado
por el proveedor para evitar futuros inconvenientes en la operación del
mismo, y la posible formación de hidratos.
Las bombas de inyección de MEG que inyectan en puntos dentro del skid
del compresor deben seguir la lógica de control y la matriz causa efecto
del compresor.
Las bombas de inyección de MEG P-964/966 correspondientes a los
puntos de inyección fuera del skid, en el blowdown deben seguir la
siguiente lógica para arrancar e inyectar el MEG.
Luego de la confirmación de parada programada o de emergencia (XS-
9300) del compresor, con las válvulas de entrada y salida en posición
cerrada (ZSC-9310/9391), y luego de 15 segundos en ésta posición, se
puede iniciar el Blowdown.
El estatus (XS-9300) y los posicionadores (ZSC-9310/9391) de las SDV-
9310/9391, darán el permisivo para que se pueda presionar el PB-
9399A/B, al igual que el permisivo de apertura de las válvulas de bloqueo
(XV-964/966) y el arranque de las bombas de MEG (P-964/966).
Al presionar el PB-9399A/B se tiene la siguiente lógica:
Se abren las válvulas de bloqueo XV-964/966, cuando se tiene el
posicionador en abierto (XSO-964/966) encendido continua la secuencia.
123
Las bombas de MEG (P-964/966) se encienden, el sistema debe
confirmar por medio del estatus (XS-964/966).
Se confirma que el flujo de MEG se ha estabilizado (FSLL-984).
Cuando las tres primeras condiciones se hayan cumplido la BDV-9399A/B
se abrirá y su switch de posición indica abierto (ZSO-9399A/B).
En el tanque que provee el MEG se cuenta con un transmisor de nivel
(LIT-950), que da alarmas por alto y bajo nivel. Las bombas (P-964/966)
se apagarán con la alarma de bajo nivel y también no permitirá la apertura
del blowdown.
Si una válvula de blowdown (BDV-9399A) falla y se cierra, se da alarma
en el HMI y el operador puede abrir la otra válvula (BDV-9399B).
La secuencia normal del blowdown es, activar el blowdown del compresor
de la tercera y de la cuarta etapa, luego de no memos de 4 minutos se
puede activar el blowdown de la válvula BDV-9399 A; luego de
transcurridos 4 minutos de la apertura de la válvula BDV-9399 A, se abrirá
la válvula BDV-9399 B para de esta manera garantizar una presión final
en el colector de 7 barg en 15 minutos de despresurización.
En caso de mantenimiento el operador podrá abrir las válvulas de
blowdown presionando un botón de acuerdo a la válvula que se requiera
abrir desde el HMI, sin previa confirmación de paro de planta o
emergencia.
Cabe indicar que cuando una válvula de blowdown está abierta, no se
podrá abrir otra hasta que la primera se haya cerrado, o hasta que hayan
transcurrido 2 minutos, se deberá cerrar la válvula desde el HMI.
Sistema de almacenaje de gas: Con el objetivo de acumular gas se
instalará un acumulador de gas V-930BA, que dará un tiempo de
autonomía de 5 minutos. Para monitoreo local, los equipos cuentan con el
PI-930BA (0-500psig), el TI-930BA (0-200°F). se contará con un visor de
nivel (LG-930BA).
124
Baja presión
Línea de descarga de gas de los Oil Flash Vessel: La línea 6”-FG-2055-A
transportará el gas desde el Oil Flash Vessel V-190 hacia el sistema de
baja presión, en esta línea se instalará la válvula de control PV-190A, la
cual tendrá un set de 16 psig, esta será controlada por el PIC 190A, la
actual válvula que controla la presión de recipiente (PV-195), modificará
su set de operación a 19 psig.
La línea 6”-FG-2054-A transportará el gas desde el Oil Flash Vessel V-
195 hacia el sistema de baja presión, en esta línea se instalará la válvula
de control PV-195A, la cual tendrá un set de 10 psig, esta será controlado
por el PIC 195A, la actual válvula que controla la presión de recipiente
(PV-195), modificará su set de operación a 19 psig.
La línea 10”-FG-2053-A transportará el gas desde la bota degasificadora
(V-401) hacia el sistema de baja presión.
La línea 10”-FG-2051-A transportará el gas desde la bota degasificadora
(V-406) hacia el sistema de baja presión.
Cabe mencionar que las válvulas reguladoras de presión en los Oil Flash
Vessel, generan una adecuada caída de presión para poder mezclar el
gas, con el proveniente de las botas desgasificadoras V-401/406.
Por motivos de seguridad en esta línea se colocará una válvula de Blow
Down (BDV-2007) la cual será activada por el PIT-900A cuando este
sienta una presión de 5 psig, enviando todo el gas al sistema de antorcha,
esto se realiza con el fin de proteger la integridad de las botas
desgasificadoras V-401/406.
Línea de ingreso aeroenfriadores GC-900: Esta línea recoge el gas de los
oil Flash Vessel y de las botas degasificadoras, y lo transporta hacia el
Gas Cooler (GC-900), el ingreso al GC-900 estará monitoreado en su
presión y temperatura, por medio del TIT-900A (0-200ºF) que dará una
indicación en cuarto de control a más de alarma por alta temperatura
(190ºF) y baja temperatura (90ºF), también se monitoreará la presión con
el PI-900A (-2 hasta 5 psig).
125
En esta línea también se instala una válvula SDV-2056, que se activa a
través del ESD-900, el cual será accionado por alto nivel en el recipiente
V-903.
Gas Cooler GC-900: Enfrían el gas de producción (145ºF) con el fin de
propiciar la separación de líquidos en el separador V-903, conectado a
través de la línea 8”-FG-2002-A.
El fin del gas cooler es enfriar lo más posible, por lo tanto no se requiere
de un control de temperatura de trabajo.
Para monitorear en forma local la presión de entrada se utilizará el
manómetro colocado en la línea de alimentación, 10”-FG-2056-A,
mientras que a la salida contará con el PI-900B (-2 hasta 5 psig).
Para monitorear en forma local y remota la temperatura de salida se
contará con el TIT-900B (0-200ºF), que dará una indicación en cuarto de
control a más de alarma por alta temperatura (135ºF) y baja temperatura
(110ºF).
Lowpressure 3 PhaseSeparator (V-903): En este separador se retienen
los condensados formados por el enfriamiento producido en el gas cooler
GC-900. Para monitoreo local, el equipo cuenta con el PI-903 (-2 hasta 5
psig), el TI-903 (0-200°F). se contará con visores de nivel diferenciados
entre interfase agua-condensado (LG-903A) e interfase condensado-gas
(LG-903B).
Para el control de nivel el equipo cuenta con:
1 Transmisor indicador de nivel (LIT-903A) para la interfase condensado-
agua. Este transmisor genera señales para prender o apagar las bombas
(P-901A/B) manteniendo un nivel en el recipiente de 13.78in, por bajo
nivel se genera una alarma (7,87 in) y por alto nivel se genera otra alarma
(17.72 in).
2 Bombas de agua (P-901A/B) que funcionan una back up de la otra, las
cuales son accionadas por el LIC-903A y descargan al sistema de drenaje
cerrado, estas bombas contarán con monitoreo de presión a través del PI-
901A/B (0-30 psig).
126
2 Interruptores por alta y baja presión (PSH/L 901A/B), colocado uno en la
descarga de cada bomba, estos interruptores generan una señal que da
alarma por alta presión (15 psig) y alarma por baja presión (2psig).
1 Transmisor indicador de nivel (LIT-903B) para la interfase gas-
condensado. Este transmisor genera señales para prender o apagar las
bombas (P-902A/B) por bajo (7,87 in) y alto nivel (17.72 in).
2 Bombas de condensado (P-902A/B) que funcionan una back up de la
otra, las cuales son accionadas por el LIC-903B y descargan al colector
de condensados 2”-FG2-2014-A, estas bombas contarán con monitoreo
de presión a través del PI-902A/B (0-200 psig).
Una válvula controladora de presión PV-903 que controla la presión del
separador a que esta nunca sea superior a 3.6 psig, este control se lo
realiza por medio del PIC-903, el cual da alarmas por alta presión (4 psig)
y baja presión (0 psig).
High pressure 3 PhaseSeparator (V-904): En este separador se retienen
los condensados formados por el enfriamiento producido en el aero
enfriador dentro del paquete de compresión, para monitoreo local, el
equipo cuenta con el PI-904 (0-200psig), el TI-904 (0-200°F); se contará
con visores de nivel diferenciados entre interfase agua-condensado (LG-
904A) e interfase condensado-gas (LG-904B).
Para el control de nivel el equipo cuenta con:
1 Transmisor indicador de nivel (LIT-904A) para la interfase condensado-
agua. Este transmisor envía una señal a la válvula (LV-904A) mantiene el
nivel del recipiente entre los valores 13.78 y 5.91in, además genera
señales de alarma por bajo (5.91in) y alto nivel (13.78in).
La línea de 2”-CD-2079-A conecta el drenaje de agua con el cabezal del
sistema de drenaje cerrado, 2”-CD-2066-A.
1 Transmisor indicador de nivel (LIT-904B) para la interfase gas-
condensado. Este transmisor genera señales de alarma por bajo (5.91in)
y alto nivel (11.81in).
127
1 Válvula de control de nivel accionada por el controlador de nivel en la
línea de salida de agua (LV-904B). Manteniendo el nivel de condensado
en el recipiente en 7.87in.
La línea de 2”-FG2-2014-A conecta el drenaje de condensado con el
acumulador de condensado, V-905.
La presión del sistema se regula según la válvula controladora de presión
PV-904 a 100 psig, este control se lo realiza por medio del PIC-904,
además genera alarmas por alta (120 psig) y baja presión (80 psig).
Acumulador de condensados (V-905): En este recipiente se almacenan
los condensados, a una presión de 90 psig en caso de que sean
inyectados a aproximadamente 5100 psig a la línea 6”-FG-1306-H3
através de las bombas P-903A/B.
En caso de que se desee enviar el condensado a los tanques de
despacho por medio de las botas V-406/401, se necesita bajar la presión
del recipiente a 30 psig, para esto se cambiará el set de la válvula PV-905
de 90 a 30 psig, esto se podrá realizar solo cuando las bombas P-903A/B
se encuentran apagadas.
El equipo cuenta con el PI-905 (0-200psig), el TI-905 (0-200°F). Se
contará con un visor de nivel (LG-905).
Para el control de nivel el equipo cuenta con:
1 Transmisor indicador de nivel (LIT-905). Este transmisor mantiene el
nivel del recipiente en 13.78in, además genera señales de alarma por bajo
(7.87in) y alto nivel (19.69in).
1 Válvula de control de nivel (LV-905) accionada por el controlador de
nivel LIC-905 manteniendo el nivel de condensado en el recipiente en
13.78in, esta válvula opera solo si la presión del recipiente es menor a 60
psig y las dos bombas P-903A/B se encuentran apagadas.
La presión del recipiente se regula según la válvula controladora de
presión PV-905 a 100 psig, este control se lo realiza por medio del PIC-
905, además genera alarmas por alta (105 psig) y baja presión (20 psig).
6.1.
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131
aproximadamente el 5% dela energía de entrada de combustible a plena
carga del motor.
El motor de gas-diesel se pueden conmutar instantáneamente a modo de
operación líquido combustible .El combustible líquido puede ser aceite
combustible ligero, fuel oil pesado o crudo. En este caso, el proceso es el
mismo que el proceso de diésel convencional.
En el modo de distribución de combustible, la relación entre el líquido y
cantidad es de gas combustible se puede controlar y variar durante el
funcionamiento. La ventana de funcionamiento para el modo de
distribución de combustible es de 30 a100% de carga y la relación gas
/combustible líquido puede variar de acuerdo con la ventana de
intercambio de combustible”, Ver [22], (Wartsila, 2013)
El proceso de gas-diesel puede tolerar grandes variaciones en la calidad
del gas y es especialmente adecuado para "gas no calidad gasoducto", tal
como gas asociado en campos de petróleo.
132
CAPITULO 7: RESULTADOS
7.1. Alternativas de tratamiento de gas
De las alternativas analizadas para el tratamiento de gas, se obtuvo
como resultado que la mejor alternativa es utilizar el gas y el
condensado en el sistema de generación GD, Alternativa 4. donde
se concluye que para optimizar el gas para generación eléctrica se
requiere instalar un nuevo separador trifásico (V-901) aguas debajo
de los aero enfriadores existentes, se requiere instalar un nuevo
acumulador de condensados y bombas para levantar la presión a
5200 psig, también se requiere instalar un nuevo compresor que
tome el gas desde los separadores de agua libre y comprima el gas
hasta 5200 psig para que la mezcla gas y condensado ingrese al
generador como combustible.
Se determinó que el tiempo durante el cual la producción de gas
cae por debajo de los 4.4 MMSCFD, que constituye el flujo
requerido para el óptimo funcionamiento de los generadores SG, es
de 3.5 minutos.
7.2. Separadores
Los tres separadores diseñados tienen la capacidad suficiente para
el tratamiento de los caudales de gas provenientes de Edén Yuturi
y del campo Pañacocha.
Se obtienen resultados favorables en cuanto a tiempo de
residencia y tamaño de partícula para la operación de un Inlet 3
phase separator (Gas Scrubber V-901) con la producción total de
los campos Pañacocha y Edén Yuturi.
De igual manera para la operación de los Low Pressure 3 Phase
Separator y High Pressure 3 PhaseSeparator, los resultados son
favorables en cuanto al tiempo de residencia y tamaño de partícula,
con la producción total del gas de tanques y Oil Flash Vessel’s.
La capacidad de almacenaje de condensados en el V-905 es de 20
minutos (tiempo calculado a partir del nivel normal operativo de 300
mm en el V-905.
133
Para el sistema de acumulación de gas se tiene 5 minutos de
autonomía de gas, obtenidos desde la presión de operación del
sistema (235 psig) hasta la presión mínima del sistema (90psig); de
esta manera se garantiza la alimentación continua de gas hacia los
generadores debido a la presencia de regímenes tipo Slug en los
separadores.
7.3. Aero enfriadores
Los aeroenfriadores verifican en conjunto para el manejo de un
flujo de 7,3 MMSCFD a las condiciones mencionadas en la tabla
4.2-1, determinándose la capacidad de tratamiento del
aeroenfriador E-625 en 1,2 MMSCFD, y del E-626 en 6,1
MMSCFD.
Con los flujos establecidos para cada aeroenfriador se obtiene una
temperatura de salida de los aeroenfriadores muy cercana a 130
°F, con lo cual se garantiza la temperatura máxima de entrada a los
compresores C-930B A/B/C.
De acuerdo con la distribución natural del flujo, por el aeroenfriador
E-625 circularán 4.410 lb/h (1,2 MMSCFD) lo que significa el 68%
del flujo de diseño, a diferencia de esto, por el aeroenfriador E-626
circularán 22.500 lb/h (6,1 MMSCFD), lo que significa el 57% por
sobre el flujo de diseño, incrementando la velocidad en los tubos y
acelerando el desgaste de los mismos, por lo cual se recomienda
revisar los periodos de mantenimiento para el aeroenfriador E-626.
Aunque los aeroenfriadores cumplen para estas condiciones, se
recomienda monitorear constantemente la temperatura de entrada
y salida de los mismos, debido a que un incremento del flujo de gas
por estos equipos en las mismas condiciones de presión y
temperatura, no garantiza que la temperatura de salida de los
aeroenfriadores sea 130 ºF, esto se traduce en la necesidad de
instalación de un nuevo aeroenfriador operando en paralelo con los
equipos existentes.
134
7.4. Planta de ajuste de punto de rocío
La planta de ajuste de punto de rocío actual a más de una nueva
planta de ajuste de punto de rocío garantizarán la cantidad y
calidad de gas al sistema de generación SG
7.5. Compresor
Se requiere de un nuevo compresor que maneje un flujo de gas de
4.4 MMSCFD y levante la presión del gas desde los 100 a los 5200
psig.
135
CAPITULO 8: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
8.1. Conclusiones
Análisis técnico-económico de las alternativas permite concluir que
la opción más factible técnicamente y más rentable
económicamente es la utilización de los condensados recuperados
como combustible en los turbogeneradores GD’s del EPF. Inyectar
los condensados en la descarga de los compresores SK-9300/9400
y la mezcla en conjunto es alimentada a los motores GD’s.
Aprovechamiento del Gas de Baja y sus Condensados permiten
incrementar la capacidad de generación eléctrica con los GD’s,
mejorando la estabilidad de los compresores de alta presión del
EPF con requerimientos del 100 % de la capacidad de compresión
disponible en EPF.
La alternativa de proceso de almacenar gas asociado en fase
líquida es inaplicable en el EPF, ya que desde el punto de vista
técnico-económico no es rentable para la producción actual del
campo. Se requerirían de equipos muy costosos y operaciones
unitarias complejas para el objetivo final de producción de crudo.
En caso de instalar válvulas de control de presión en los
separadores, debe disponerse de un pulmón para que las válvulas
tengan tiempo de actuar y controlar en forma estable. Si no se
instala el pulmón, cuando arrancara un compresor, la presión en
los separadores caería antes que las válvulas cerraran, haciéndose
inestable el proceso.
Un volumen de 32 m3 (12 m3 tubería + 6’ø x 24’ Long.) en la
succión generaría una variación de 1 psi/seg para un caudal de 6
MMSCFD. Considerando 5 seg. suficientes para actuar las
válvulas, entonces se tendría una variación de 5 psi (Aceptable).
136
8.2. Recomendaciones
Almacenar gas en un volumen de tubería significativo es una
alternativa de proceso que buscaría disminuir la quema de gas
directa desde los separadores primarios, sin embargo, problemas
de corrosión y de acumulación de líquidos en la tubería hacen el
proceso desde el punto de visto de seguridad riesgoso y más aún
si es zona poblada.
De todo el estudio y la identificación de baches de gas a la llegada
a las estaciones de procesamiento de fluido se recomienda que se
disminuyan a máximo la formación de bolsillo, durante el proceso
de construcción de oleoductos.
137
ABREVIATURAS
ASME, American Society of Mechanical Engineers
Barg, unidad de presión Manométrica
BPD, Barriles por día
FWKO, Free Water Know Out, Separador de agua libre.
gpm, Galones por minuto
LHV, Lower Heating Value, Poder calórico Inferior
MMSCFD, Million estándar cubit feet day, Millones de pies cúbicos días.
OFV, Oil Flash Vessel
PAM, Petroamazonas EP.
Psia, unidad de presión, pound per square inches (atmospheric)
Psig, unidad de presión, pound per square inches (manometric)
PV, Pressure valve, válvula de control de presión
URV, Unidad Recuperadora de Vapores
138
GLOSARIO
Aero Enfriador: Intercambiador de calor, que utiliza aire como fluido para
disipar el calor.
Booster: Sistema/Equipo que incrementa la presión del fluido.
Chiller: Intercambiador de calor, que cumple el objetivo de enfriar la
corriente gaseosa.
Duty: Cantidad de calor requerida por el intercambiador de calor para
cumplir su función.
Flare: Equipo de quema de gas.
Fuel Sharing: Mezcla de diferentes combustibles
Gas Blanket: Gas inerte que se utiliza en tanques de crudo ó agua para
evitar que ingrese aire al tanque.
Gas de Alta Presión: Gas a presión mayor a los 15 psig. Proveniente de
los Separadores de Producción, basados en el consideración del ASME
Sección VIII de recipientes a presión.
Gas de Baja Presión: Gas a presión igual o inferior a 5 psig. Proveniente
de las botas de Tanques de Crudo.
Gas de Media Presión: Gas a presión igual o inferior a los 15 psig.
Proveniente de los Oil Flash Vessel.
Punto de Rocio: Temperatura a la que empieza a condensarse el vapor a
determinada condición de presión.
Slug Flow: Patrón de flujo, en el cual el fluido multifásico se desplaza por
bolsones.
Scrubber: También llamado depurador, es un separador bifásico vertical
Tag: Identificación de un equipo de proceso.
Vessel: Recipiente a presión de procesos
139
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141
ANEXOS
142
ANEXO A.- Pronóstico de producción. Extracto de “Matriz Energética del
EPF”
Años 2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021
Barriles Petróleo por Día (BPPD) 54,839 61,787 42,958 33,077 36,234 39,681 35,402 27,461 20,911 16,896 13,989 10,278
Barriles Agua por Día (BAPD) 445,659 501,689 349,516 338,782 360,543 417,942 424,464 365,347 296,576 219,812 180,579 139,251
Barriles de Fluido por Dia (BFPD)
500,498 563,476 392,473 371,859 396,777 457,623 459,865 392,808 317,487 236,709 194,568 149,529
Gas asociado (MMSCFD) 8,050 9,070 7,201 4,954 4,818 4,656 3,930 3,001 2,233 1,787 1,486 1,093
143
Registro histórico de análisis cromatográficos. Extracto de “EDY-
07022012-CROMATOGRAFIA RESUMEN PLANTA (04-07-2012)”.
ANEXO B.- Registro de cromatografías a la salida de separadores (alta
presión)
PRESIÓN: (PSI) 100 100 100 100 98 100 98TEMPERATURA:(°F) 162 163 164 163 165,2 163,0 165FECHA: 21-Feb-10 23-Feb-10 12-Mar-10 20-Mar-10 5-Apr-10 20-Apr-10 15-May-10
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA
SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORESNitrógeno 6,05 6,48 6,97 6,55 6,61 5,80 6,59Metano 36,36 36,81 37,02 36,86 37,26 35,89 37,91Dióxido de Carbono 31,70 32,64 32,38 32,77 31,87 32,90 33,78Etano 6,33 6,26 6,16 6,19 6,30 6,57 6,52Agua 2,41 0,91 2,11 2,09 2,15 2,04 0,46Propano 9,02 8,80 8,48 8,56 8,64 9,24 8,73i- Butano 2,12 2,10 1,90 1,94 1,97 2,15 1,88n-Butano 3,58 3,57 3,15 3,24 3,31 3,50 2,99i-Pentano 0,98 1,02 0,74 0,78 0,82 0,86 0,53n-Pentano 0,79 0,82 0,63 0,66 0,69 0,72 0,52Hexano+ 0,32 0,36 0,23 0,22 0,23 0,23 0,08Heptano+ 0,33 0,21 0,24 0,15 0,16 0,10 0,00
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 100 97 98 98 98 96 96TEMPERATURA:(°F) 170,6 171 189 187 184 184 183FECHA: 13-Jun-10 8-Jul-10 7-Aug-10 2-Sep-10 13-Sep-10 1-Oct-10 15-Oct-10
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDASEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES
Nitrógeno 7,22 6,54 6,66 6,34 6,35 6,49 6,54Metano 36,60 36,87 37,99 36,46 35,83 36,60 37,68Dióxido de Carbono 33,39 34,03 34,49 32,33 32,82 33,07 31,81Etano 6,30 6,27 6,28 6,36 6,19 6,30 6,31Agua 1,25 0,44 0,51 2,03 1,87 0,64 0,66Propano 8,58 8,50 8,00 8,63 8,50 8,72 8,73i- Butano 1,92 1,95 1,70 2,07 2,08 2,07 2,07n-Butano 3,10 3,21 2,70 3,43 3,48 3,52 3,43i-Pentano 0,70 0,86 0,63 0,98 1,02 1,00 0,92n-Pentano 0,61 0,71 0,54 0,79 0,81 0,81 0,76Hexano+ 0,18 0,31 0,17 0,35 0,56 0,33 0,43Heptano+ 0,15 0,29 0,31 0,23 0,49 0,44 0,67
100,00 99,98 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 100 98 98 95 96 96 98TEMPERATURA:(°F) 184 184 184 172 182 178 162FECHA: 6-Nov-10 15-Nov-10 3-Dec-10 18-Dec-10 3-Jan-11 15-Jan-11 5-Feb-11
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDASEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES
Nitrógeno 6,37 6,54 6,43 5,52 5,99 5,84 5,13Metano 36,64 36,72 36,66 36,59 38,83 33,74 34,55Dióxido de Carbono 33,74 33,66 34,10 35,02 34,14 37,15 37,38Etano 6,33 6,22 6,28 6,50 6,27 6,28 6,56Agua 0,44 0,38 0,44 0,36 0,39 0,24 0,23Propano 8,73 8,54 8,71 8,81 7,95 8,69 8,65i- Butano 2,07 2,06 2,06 2,19 1,84 2,13 2,09n-Butano 3,45 3,48 3,41 3,53 3,06 3,47 3,26i-Pentano 0,94 0,93 0,84 1,06 1,03 1,18 1,14n-Pentano 0,77 0,79 0,73 0,03 0,04 0,56 0,40Hexano+ 0,36 0,26 0,26 0,16 0,34 0,33 0,30Heptano+ 0,14 0,42 0,08 0,22 0,12 0,39 0,31
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
144
PRESIÓN: (PSI) 98 97 98 80 90 92 88TEMPERATURA:(°F) 164 162 164 166 154 158 145FECHA: 16-Feb-11 4-Mar-11 15-Mar-11 1-Apr-11 15-Apr-11 1-May-11 30-May-11
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDASEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES
Nitrógeno 5,85 5,91 5,64 6,76 6,21 6,50 6,69Metano 33,29 33,79 32,69 36,87 34,47 36,63 37,47Dióxido de Carbono 36,91 37,82 38,66 34,20 35,72 35,57 34,50Etano 6,45 6,18 6,30 5,95 5,93 6,14 6,21Agua 0,26 0,60 0,90 0,75 1,24 0,57 0,42Propano 8,89 8,23 8,32 8,12 7,80 8,14 8,19i- Butano 2,14 1,99 2,07 1,91 1,84 1,85 1,91n-Butano 3,43 3,25 3,24 3,16 2,99 2,92 2,95i-Pentano 1,12 1,16 0,99 1,13 2,70 0,92 0,92n-Pentano 0,53 0,86 0,95 0,87 0,94 0,64 0,62Hexano+ 0,47 0,21 0,21 0,23 0,16 0,11 0,10Heptano+ 0,65 0,03 0,04 0,03 0,00 0,02 0,01
99,99 100,03 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 92 90 94 92 96 90 100TEMPERATURA:(°F) 140 160 170 165 98 170 99FECHA: 30-Jun-11 15-Jul-11 1-Aug-11 15-Aug-11 30-Aug-11 17-Sep-11 1-Oct-11
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDASEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES
Nitrógeno 6,19 6,25 6,29 5,43 6,00 6,03 6,20Metano 35,45 35,47 35,23 33,25 34,39 33,93 34,68Dióxido de Carbono 35,46 33,76 36,61 36,59 35,67 36,90 35,20Etano 6,38 6,17 6,23 6,23 6,11 6,18 6,10Agua 0,64 0,56 0,47 1,48 0,60 0,69 0,70Propano 8,62 8,75 8,31 8,71 8,65 8,48 8,57i- Butano 2,04 2,17 1,94 2,17 2,13 2,08 2,16n-Butano 3,22 3,83 3,06 3,72 3,65 3,35 3,57i-Pentano 1,05 1,37 1,03 1,47 1,42 1,20 1,41n-Pentano 0,74 1,36 0,67 0,53 1,11 0,89 1,09Hexano+ 0,19 0,27 0,14 0,37 0,21 0,23 0,26Heptano+ 0,04 0,04 0,03 0,05 0,05 0,05 0,06
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 92 94 97 110 110 108 196TEMPERATURA:(°F) 90 161 90 150 152 154 100FECHA: 16-Oct-11 31-Oct-11 18-Nov-11 2-Dec-11 17-Dec-11 14-Jan-12 28-Jan-12
SALIDA SALIDA SALIDAENTRADA
SEPARADORES SALIDA SALIDASALIDA
SEPARADORESSEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES SEPARADORES
Nitrógeno 5,95 6,86 5,99 5,66 5,84 5,70 6,12Metano 33,22 36,85 34,72 34,56 34,46 33,94 33,02Dióxido de Carbono 32,24 32,02 36,95 35,13 35,61 35,36 38,16Etano 5,97 5,71 6,23 5,98 6,10 6,24 6,03Agua 1,76 1,05 1,30 0,89 1,40 1,04 0,97Propano 9,12 8,19 7,88 8,70 8,43 9,13 8,24i- Butano 2,57 2,15 1,71 2,32 2,05 2,23 2,02n-Butano 4,78 3,92 2,69 4,17 3,44 3,80 3,25i-Pentano 2,19 1,61 1,24 1,26 1,32 1,32 1,17n-Pentano 1,80 1,27 1,04 0,91 1,02 0,97 0,85Hexano+ 0,34 0,29 0,21 0,39 0,27 0,21 0,16Heptano+ 0,05 0,07 0,03 0,04 0,07 0,06 0,01
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 110 110 162 120 96 98 94TEMPERATURA:(°F) 108 164 108 158 93 95 97FECHA: 15-Feb-12 9-Mar-12 30-Mar-12 28-Apr-12 15-May-12 27-May-12 17-Jun-12
SALIDA SEPARADORES
SALIDA SEPARADORES
SALIDA SEPARADORES
SALIDA SEPARADORES
SALIDA SEPARADORES
SALIDA SEPARADORES
SALIDA SEPARADORES
Nitrógeno 6,10 6,19 6,25 6,25 5,89 6,83 5,97Metano 33,35 34,17 33,61 33,89 32,11 36,18 32,17Dióxido de Carbono 37,76 36,97 39,15 38,30 39,24 37,23 39,09Etano 6,00 5,84 5,72 5,76 5,75 5,52 5,78Agua 0,80 0,82 0,81 1,39 0,97 0,86 1,44Propano 8,33 7,96 7,38 7,52 8,08 6,90 8,09i- Butano 1,99 1,94 1,80 1,71 2,05 1,71 2,01n-Butano 3,34 3,34 2,94 2,83 3,38 2,97 3,29i-Pentano 1,22 1,35 1,18 1,10 1,27 1,02 1,16n-Pentano 0,90 1,10 0,92 0,88 0,96 0,66 0,84Hexano+ 0,18 0,25 0,21 0,34 0,23 0,06 0,15Heptano+ 0,04 0,04 0,03 0,04 0,07 0,08 0,01
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
145
PRESIÓN: (PSI) 106TEMPERATURA:(°F) 97FECHA: 1-Jul-12
SALIDA SEPARADORES
Nitrógeno 5,93Metano 31,69Dióxido de Carbono 38,93Etano 5,72Agua 1,34Propano 8,06i- Butano 2,07n-Butano 3,47i-Pentano 1,39n-Pentano 1,07Hexano+ 0,28Heptano+ 0,05
100,00
COMPONENTE
146
ANEXO C.- Propiedades del gas de alta presión
FECHA: 21-Feb-10 23-Feb-10 12-Mar-10 20-Mar-10 5-Apr-10 20-Apr-10 15-May-10Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1021,1 1000,7 960,2 962,4 978,3 995,6 926,7Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 932,6 913,8 876,2 878,2 892,8 909,0 845,1Peso Molecular (lb/lb-mol) 33,4 33,3 32,8 32,9 32,8 33,3 32,4Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,4173 1,4147 1,3927 1,3966 1,3922 1,4152 1,3767S.G 1,1581 1,1559 1,1380 1,1411 1,1375 1,1563 1,1249
FECHA: 13-Jun-10 8-Jul-10 7-Aug-10 2-Sep-10 13-Sep-10 1-Oct-10 15-Oct-10Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 942,0 963,6 916,7 997,3 1.012.2 1001,9 1021,9Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 859,5 879,6 836,0 910,6 924,6 915,0 933,2Peso Molecular (lb/lb-mol) 32,8 33,2 32,6 33,2 33,7 33,5 33,3Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,3953 0,0880 1,3842 1,4122 1,4329 1,4223 1,4137S.G 1,1401 1,1524 1,1311 1,1539 1,1708 1,1622 1,1552
FECHA: 6-Nov-10 15-Nov-10 3-Dec-10 18-Dec-10 3-Jan-11 15-Jan-11 5-Feb-11Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 979,6 984,5 962,9 959,8 931,9 962,0 952,2Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 894,3 898,9 878,8 876,0 849,8 878,8 869,6Peso Molecular (lb/lb-mol) 33,3 33,4 33,2 33,3 32,5 34,4 34,1Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,4150 1,4190 1,4096 1,4129 1,3797 1,4605 1,4478S.G 1,1562 1,1594 1,1518 1,1545 1,1273 1,1933 1,1830
FECHA: 16-Feb-11 4-Mar-11 15-Mar-11 1-Apr-11 15-Apr-11 1-May-11 30-May-11Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 982,6 925,9 921,8 947,4 972,3 912,4 923,7Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 897,9 845,4 841,8 864,6 888,2 832,3 842,6Peso Molecular (lb/lb-mol) 34,7 34,1 34,4 33,1 34,2 33,0 32,7Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,4723 1,4489 1,4616 0,0877 1,4531 1,4008 1,3899S.G 1,2030 1,1839 1,1943 1,1490 1,1873 1,1446 1,1357
FECHA: 30-Jun-11 15-Jul-11 1-Aug-11 15-Aug-11 30-Aug-11 17-Sep-11 1-Oct-11Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 947,4 1013,0 918,7 972,1 981,6 946,0 983,0Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 864,8 925,4 838,4 888,1 896,7 863,9 897,9Peso Molecular (lb/lb-mol) 33,5 33,9 33,5 34,4 34,2 34,1 34,1Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,4228 1,4412 1,4230 1,4620 1,4516 1,4489 1,4466S.G 1,1626 1,1776 1,1628 1,1946 1,1861 1,1839 1,1820
FECHA: 16-Oct-11 31-Oct-11 18-Nov-11 2-Dec-11 17-Dec-11 14-Jan-12 28-Jan-12Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1108,6 1021,0 917,5 1001,5 970,5 994,6 917,6Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1014,2 932,6 837,4 915,0 886,4 908,7 837,9Peso Molecular (lb/lb-mol) 35,1 33,5 33,7 34,2 34,0 34,3 34,3Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,4916 1,4245 1,4320 1,4542 1,4458 1,4551 1,4551S.G 1,2188 1,1639 1,1701 1,1883 1,1813 1,1890 1,1890
147
FECHA: 15-Feb-12 9-Mar-12 30-Mar-12 28-Apr-12 15-May-12 27-May-12 17-Jun-12Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 929,0 941,7 883,9 890,8 919,4 870,7 904,2Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 848,4 860,0 806,8 813,1 839,9 794,1 825,8Peso Molecular (lb/lb-mol) 34,2 34,1 34,1 34,0 34,7 33,1 34,5Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,4546 1,4503 1,4487 1,4421 1,4753 1,4078 1,4654S.G 1,1885 1,1850 1,1837 1,1784 1,2055 1,1503 1,1974
FECHA: 1-Jul-12Presión (PSI) 14,7Temperatura (°F) 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 931,6Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 851,3Peso Molecular (lb/lb-mol) 34,9Factor de Compresibilidad 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,4827S.G 1,2115
148
ANEXO D.- Registro de cromatografías a la salida de V-190 (media
presión)
PRESIÓN: (PSI) 16 16 16 16 16 16 16TEMPERATURA:(°F) 104 104 105 104 106 100,0 106FECHA: 21-Feb-10 23-Feb-10 12-Mar-10 20-Mar-10 5-Apr-10 20-Apr-10 12-May-10
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA
V-190 V-190 V-190 V-190 V-190 V-190 V-190Nitrógeno 0,86 0,81 6,39 0,96 4,43 0,77 2,54Metano 15,06 14,84 15,04 14,87 14,38 14,45 14,66Dióxido de Carbono 25,42 25,29 25,63 25,58 24,24 24,77 25,54Etano 8,68 8,62 8,48 8,52 8,34 8,52 8,63Agua 2,01 1,53 1,89 2,35 2,16 2,12 1,20Propano 21,60 21,55 20,28 21,19 20,57 21,25 21,31i- Butano 6,35 6,26 5,46 6,07 6,14 6,37 6,35n-Butano 11,60 11,72 9,87 11,32 11,20 11,86 11,59i-Pentano 3,48 3,82 2,64 3,55 3,49 4,03 3,53n-Pentano 2,84 3,07 2,23 2,89 2,81 3,18 2,89Hexano+ 1,10 1,41 1,07 1,67 1,22 1,43 1,10Heptano+ 1,02 1,08 1,03 1,00 1,02 1,24 0,67
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 16 17 17 16 17 17 17TEMPERATURA:(°F) 104 105 171 174 170 170 168FECHA: 13-Jun-10 8-Jul-10 8-Aug-10 31-Aug-10 13-Sep-10 1-Oct-10 15-Oct-10
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDAV-190 V-190 V-190 V-190 V-190 V-190 V-190
Nitrógeno 2,83 0,95 0,80 2,73 0,78 0,82 0,83Metano 14,78 15,90 13,91 14,55 14,64 14,77 14,94Dióxido de Carbono 26,02 28,69 25,15 25,53 26,50 26,52 26,03Etano 8,66 9,51 8,44 8,67 8,70 8,67 8,71Agua 1,64 1,37 1,90 2,04 2,27 1,68 1,51Propano 21,01 23,91 21,47 20,92 21,28 20,64 21,07i- Butano 6,02 13,52 6,55 6,24 6,52 5,93 6,13n-Butano 10,80 0,00 11,91 11,17 11,91 10,95 11,33i-Pentano 3,22 0,00 3,91 3,33 3,27 3,60 3,67n-Pentano 2,65 2,65 3,12 2,78 2,87 2,90 2,96Hexano+ 1,33 2,26 1,49 1,03 0,72 2,37 1,96Heptano+ 1,05 1,25 1,36 1,01 0,55 1,15 0,85
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 16 16 16 16 16 16 16TEMPERATURA:(°F) 172 174 170 170 174 164 100FECHA: 6-Nov-10 15-Nov-10 3-Dec-10 18-Dec-10 3-Jan-11 15-Jan-11 5-Feb-11
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDAV-190 V-190 V-190 V-190 V-190 V-190 190
Nitrógeno 0,76 0,90 0,71 0,99 0,70 4,64 1,03Metano 15,03 15,96 13,95 14,27 13,12 12,12 14,38Dióxido de Carbono 27,65 29,93 28,14 28,08 28,40 24,83 27,78Etano 8,50 8,85 8,59 9,08 8,96 8,35 8,70Agua 1,51 1,74 1,15 0,72 0,93 1,85 0,60Propano 19,97 18,91 20,93 21,99 21,93 20,44 20,99i- Butano 6,03 5,66 6,42 6,78 7,01 6,51 6,53n-Butano 10,84 9,96 11,51 11,90 12,31 11,33 11,48i-Pentano 3,71 3,40 3,82 3,93 4,16 5,04 4,95n-Pentano 2,96 2,70 3,07 0,12 0,00 1,38 1,84Hexano+ 1,75 1,40 1,21 1,68 1,91 2,35 1,21Heptano+ 1,29 0,59 0,51 0,44 0,57 1,16 0,49
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
149
PRESIÓN: (PSI) 16 16 17 17 16 15 16TEMPERATURA:(°F) 102 100 102 106 86 88 89FECHA: 16-Feb-11 4-Mar-11 15-Mar-11 1-Apr-11 15-Apr-11 1-May-11 30-May-11
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA190 190 V-190 V-190 V-190 V-190 V-190
Nitrógeno 0,79 0,76 0,78 0,75 0,82 0,82 0,78Metano 12,43 13,32 13,47 12,93 13,48 12,18 14,25Dióxido de Carbono 28,44 28,54 28,02 28,62 29,71 27,08 29,34Etano 8,39 8,40 8,25 8,36 8,56 7,76 8,63Agua 0,79 1,60 1,74 1,14 1,08 1,53 1,19Propano 20,20 20,46 20,34 20,93 20,72 19,96 20,25i- Butano 6,26 6,26 6,24 6,31 6,25 6,59 6,13n-Butano 11,51 11,30 11,37 11,51 11,12 12,71 10,62i-Pentano 4,94 4,73 4,36 4,73 3,87 5,91 4,34n-Pentano 2,53 3,51 4,13 3,47 3,68 4,42 3,21Hexano+ 2,48 1,06 1,21 1,16 0,68 0,98 1,17Heptano+ 1,25 0,06 0,09 0,07 0,03 0,06 0,09
100,01 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 16 16 16 16 15 14 15TEMPERATURA:(°F) 92 138 115 106 160 160 160FECHA: 30-Jun-11 15-Jul-11 1-Aug-11 15-Aug-11 30-Aug-11 17-Sep-11 1-Oct-11
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDAV-190 V-190 V-190 V-190 V-190 V-190 V-190
Nitrógeno 0,66 0,74 0,71 0,79 0,64 3,37 0,73Metano 12,48 12,98 12,82 13,14 12,14 11,84 12,55Dióxido de Carbono 29,88 29,72 31,67 28,11 29,04 28,94 28,52Etano 8,69 8,50 8,32 8,11 8,22 7,95 8,09Agua 1,84 1,03 1,57 1,95 1,84 2,25 1,68Propano 20,36 20,16 18,93 20,06 20,34 19,12 20,25i- Butano 6,54 6,47 6,17 6,27 6,36 6,30 6,45n-Butano 11,06 11,18 10,64 11,25 11,26 11,04 11,57i-Pentano 4,54 4,22 4,80 4,93 4,97 4,29 5,10n-Pentano 3,17 3,99 3,10 3,75 3,69 4,11 3,80Hexano+ 0,71 0,94 1,19 1,49 1,39 0,70 1,19Heptano+ 0,07 0,07 0,08 0,13 0,11 0,09 0,08
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 15 15 15 16 16 15 15TEMPERATURA:(°F) 110 100 105 106 103 132 100FECHA: 16-Oct-11 31-Oct-11 18-Nov-11 2-Dec-11 17-Dec-11 15-Jan-12 28-Jan-12
SALIDA SALIDA SALIDA V-190 SALIDA SALIDA V-190V-190 V-190 V-190 V-190 V-190
Nitrógeno 0,76 0,77 0,71 0,69 0,77 0,75 0,75Metano 12,77 12,80 13,15 12,03 12,85 12,52 12,50Dióxido de Carbono 26,78 27,73 30,19 28,62 28,76 29,00 30,00Etano 8,12 8,15 8,42 8,31 8,04 7,99 8,07Agua 1,99 1,63 1,89 1,67 1,83 2,32 1,74Propano 20,74 20,79 20,82 20,84 20,07 19,89 19,75i- Butano 6,58 6,45 6,37 6,53 6,46 6,35 6,36n-Butano 11,97 11,84 10,98 11,64 11,56 11,38 11,30i-Pentano 5,21 5,00 4,14 4,91 4,88 4,85 4,85n-Pentano 3,94 3,68 2,75 3,56 3,60 3,65 3,61Hexano+ 1,05 1,11 0,53 1,12 1,10 1,17 0,97Heptano+ 0,10 0,06 0,06 0,09 0,09 0,12 0,09
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 16 16 19 15 16 15 16TEMPERATURA:(°F) 160 97 94 100 100 96 100FECHA: 15-Feb-12 9-Mar-12 30-Mar-12 28-Apr-12 15-May-12 27-May-12 17-Jun-12
V-190 V-190 V-190 V-190 V-190 V-190 V-190
Nitrógeno 0,82 0,84 1,13 0,85 0,75 1,19 0,78Metano 12,89 13,32 14,07 13,48 12,66 13,99 12,89Dióxido de Carbono 30,60 28,38 31,84 30,80 31,46 33,10 31,38Etano 8,28 7,95 8,19 7,93 7,91 7,41 7,83Agua 1,21 1,88 1,27 2,59 2,78 1,21 1,72Propano 20,17 20,05 19,19 19,10 19,20 18,27 18,98i- Butano 6,43 6,29 5,97 5,86 6,07 5,91 6,07n-Butano 11,18 11,54 10,43 10,51 10,57 10,71 10,81i-Pentano 4,52 4,96 4,25 4,41 4,35 4,38 4,70n-Pentano 3,27 3,73 3,07 3,25 3,12 3,19 3,50Hexano+ 0,57 0,97 0,52 1,15 1,04 0,60 1,26Heptano+ 0,05 0,09 0,06 0,07 0,09 0,04 0,09
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
150
PRESIÓN: (PSI) 17TEMPERATURA:(°F) 162FECHA: 2-Jul-12
V-190
Nitrógeno 0,89Metano 13,28Dióxido de Carbono 34,39Etano 7,70Agua 1,24Propano 18,10i- Butano 5,80n-Butano 10,16i-Pentano 4,38n-Pentano 3,28Hexano+ 0,69Heptano+ 0,09
100,00
COMPONENTE
151
ANEXO E.- Propiedades del gas de media presión del OFV V-190
FECHA: 21-Feb-10 23-Feb-10 12-Mar-10 20-Mar-10 5-Apr-10 20-Apr-10 12-May-10Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1832,1 1861,6 1645,8 1837,1 1.780.7 1890,6 1789,0Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1685,2 1712,6 1513,3 1690,0 1638,1 1739,6 1645,5Peso Molecular (lb/lb-mol) 43,8 44,2 42,2 44,1 43,4 44,6 43,5Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8611 1,8786 1,7903 1,8717 1,8449 1,8939 1,8472S.G 1,5207 1,5350 1,4629 1,5294 1,5075 1,5475 1,5094
FECHA: 13-Jun-10 8-Jul-10 8-Aug-10 31-Aug-10 13-Sep-10 1-Oct-10 15-Oct-10Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1764,1 1675,4 1894,6 1779,8 1788,9 1839,4 1837,4Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1622,6 1540,0 1743,3 1637,1 1645,3 1692,3 1690,3Peso Molecular (lb/lb-mol) 43,4 42,4 44,8 43,5 43,5 44,4 44,1Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8435 0,1123 1,9039 1,8469 1,8490 1,8869 1,8748S.G 1,5063 1,4712 1,5557 1,5091 1,5108 1,5418 1,5319
FECHA: 6-Nov-10 15-Nov-10 3-Dec-10 18-Dec-10 3-Jan-11 15-Jan-11 5-Feb-11Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1803,3 1675,0 1785,5 1746,1 1777,7 1832,8 1782,2Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1659,0 1540,1 1642,4 1605,9 1635,4 1686,9 1639,4Peso Molecular (lb/lb-mol) 44,2 43,0 44,1 43,3 44,0 44,7 43,9Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8793 1,8268 1,8723 1,8410 1,8698 1,8995 1,8635S.G 1,5356 1,4927 1,5298 1,5043 1,5278 1,5520 1,5227
FECHA: 16-Feb-11 4-Mar-11 15-Mar-11 1-Apr-11 15-Apr-11 1-May-11 30-May-11Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1861,6 1782,1 1801,7 1794,2 1729,7 1884,1 1735,6Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1713,6 1639,5 1657,6 1650,8 1591,0 1734,1 1596,3Peso Molecular (lb/lb-mol) 45,6 44,3 44,4 44,5 43,8 45,5 43,7Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,9379 1,8811 1,8871 1,8894 1,8607 1,9330 1,8581S.G 1,5835 1,5371 1,5420 1,5644 1,5204 1,5795 1,5182
FECHA: 30-Jun-11 15-Jul-11 1-Aug-11 15-Aug-11 30-Aug-11 17-Sep-11 1-Oct-11Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1744,3 1759,3 1704,7 1813,6 1805,9 1720,0 1814,3Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1604,7 1618,5 1568,3 1668,8 1661,9 1582,6 1669,6Peso Molecular (lb/lb-mol) 44,2 44,3 44,3 44,7 45,0 44,2 44,9Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8781 1,8831 1,8822 1,8999 1,9102 1,8787 1,9063S.G 1,5346 1,5387 1,5379 1,5524 1,5608 1,5351 1,5577
FECHA: 16-Oct-11 31-Oct-11 18-Nov-11 2-Dec-11 17-Dec-11 15-Jan-12 28-Jan-12Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1857,5 1825,9 1707,4 1812,5 1793,8 1790,4 1762,2Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1709,2 1680,1 1570,4 1667,8 1650,5 1647,5 1621,4Peso Molecular (lb/lb-mol) 44,9 44,7 43,7 44,9 44,6 44,8 44,6Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,9076 1,8998 1,8561 1,9062 1,8964 1,9014 1,8956S.G 1,5587 1,5523 1,5166 1,5576 1,5495 1,5536 1,5489
152
FECHA: 15-Feb-12 9-Mar-12 30-Mar-12 28-Apr-12 15-May-12 27-May-12 17-Jun-12Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1721,0 1793,8 1646,4 1699,7 1693,9 1627,3 1718,9Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1583,2 1650,4 1514,1 1563,5 1558,3 1496,7 1581,5Peso Molecular (lb/lb-mol) 44,1 44,5 43,4 44,0 44,2 43,6 44,5Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8726 1,8899 1,8429 1,8691 1,8778 1,8535 1,8894S.G 1,5301 1,5442 1,5058 1,5272 1,5344 1,5145 1,5438
FECHA: 2-Jul-12Presión (PSI) 14,7Temperatura (°F) 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1610,4Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1481,3Peso Molecular (lb/lb-mol) 43,8Factor de Compresibilidad 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8623S.G 1,5217
153
ANEXO F.- Registro de cromatografías a la salida de V-195 (media
presión)
PRESIÓN: (PSI) 16 16 16 16 16 16 16TEMPERATURA:(°F) 104 104 105,8 104 105,8 104 106FECHA: 22-Feb-10 23-Feb-10 12-Mar-10 20-Mar-10 5-Apr-10 20-Apr-10 12-May-10
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA
V-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195Nitrógeno 0,92 0,79 4,01 0,89 0,85 0,79 1,28Metano 16,62 14,67 14,90 15,14 15,00 14,52 21,53Dióxido de Carbono 28,32 24,99 25,54 26,15 25,40 25,05 37,24Etano 9,59 8,52 8,49 8,73 8,77 8,54 12,58Agua 2,62 1,92 2,35 2,09 2,23 2,07 2,52Propano 23,83 21,23 20,69 21,63 21,64 21,37 0,00i- Butano 12,88 6,29 5,72 6,17 6,28 6,34 17,56n-Butano 0,00 11,68 10,52 11,33 11,45 11,77 0,00i-Pentano 0,00 3,95 2,98 3,22 3,38 3,87 2,64n-Pentano 2,23 3,11 2,49 2,69 2,80 3,08 1,59Hexano+ 1,58 1,41 1,36 0,97 1,10 1,33 1,83Heptano+ 1,42 1,44 0,95 1,00 1,11 1,27 1,22
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 15 17 16 16 17 17 16TEMPERATURA:(°F) 104 105 172 174 172 172 170FECHA: 13-Jun-10 8-Jul-10 7-Aug-10 31-Aug-10 13-Sep-10 1-Oct-10 15-Oct-10
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDAv-195 v-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195
Nitrógeno 1,39 0,97 0,82 0,87 0,76 0,84 0,83Metano 15,02 16,49 14,62 14,71 14,44 14,79 14,84Dióxido de Carbono 26,56 29,47 26,74 25,90 26,15 26,39 26,27Etano 8,48 9,64 8,84 8,82 8,61 8,65 8,69Agua 1,77 1,36 1,71 2,12 2,51 1,78 1,24Propano 20,80 23,68 22,04 21,45 20,97 20,50 20,90i- Butano 5,73 13,09 6,38 6,45 6,19 5,94 6,16n-Butano 10,67 0,00 11,22 11,52 11,42 10,94 11,29i-Pentano 3,54 0,00 3,10 3,45 3,70 3,62 3,83n-Pentano 2,82 2,55 2,62 2,87 3,02 2,90 3,00Hexano+ 1,89 1,80 1,01 1,05 1,44 2,18 1,70Heptano+ 1,32 0,94 0,89 0,80 0,79 1,48 1,26
99,99 99,99 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 16 16 16 16 16 16 16TEMPERATURA:(°F) 174 174 170 170 174 166 102FECHA: 6-Nov-10 15-Nov-10 3-Dec-10 18-Dec-10 3-Jan-11 15-Jan-11 5-Feb-11
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDAV-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195
Nitrógeno 0,76 0,89 0,75 0,81 0,94 2,05 1,36Metano 15,87 15,11 14,07 13,99 12,91 12,42 13,95Dióxido de Carbono 28,83 28,16 27,76 30,21 31,65 29,09 29,33Etano 8,48 8,58 8,63 9,40 9,19 8,54 8,69Agua 1,25 1,31 1,08 0,71 0,84 1,02 0,64Propano 19,40 19,68 21,04 22,25 21,03 20,20 20,64i- Butano 5,75 5,99 6,39 6,64 6,73 6,45 6,47n-Butano 10,44 10,70 11,43 11,19 11,25 11,00 11,09i-Pentano 3,48 3,64 3,78 3,25 3,61 4,44 4,67n-Pentano 2,81 2,90 3,05 0,09 0,10 2,14 1,71Hexano+ 1,77 1,61 1,26 1,17 1,37 1,62 1,09Heptano+ 1,15 1,44 0,75 0,29 0,38 1,03 0,35
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
154
PRESIÓN: (PSI) 16 16 17 17 16 16 15TEMPERATURA:(°F) 104 102 106 105 84 86 91FECHA: 16-Feb-11 4-Mar-11 15-Mar-11 1-Apr-11 15-Apr-11 1-May-11 30-May-11
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDAV-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195
Nitrógeno 8,36 0,60 0,78 13,63 0,72 0,81 0,58Metano 11,81 11,52 13,33 11,86 12,85 11,91 11,04Dióxido de Carbono 24,01 28,95 27,76 22,20 30,46 26,52 28,00Etano 8,33 8,30 8,16 7,86 8,36 7,62 8,40Agua 0,81 1,69 2,29 1,65 1,02 1,81 1,67Propano 20,52 20,14 20,15 19,59 20,01 19,72 20,95i- Butano 6,29 6,66 6,22 5,86 6,14 6,61 6,86n-Butano 10,97 11,72 11,36 10,27 11,13 12,86 12,04i-Pentano 4,53 5,22 4,36 3,85 4,19 6,20 5,37n-Pentano 2,06 3,94 4,12 2,71 3,98 4,72 4,11Hexano+ 1,61 1,15 1,38 0,46 1,10 1,13 0,87Heptano+ 0,71 0,10 0,08 0,05 0,04 0,08 0,11
100,01 99,99 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 16 16 16 15 15 16 16TEMPERATURA:(°F) 93 135 119 106 168 160 165FECHA: 30-Jun-11 15-Jul-11 1-Aug-11 15-Aug-11 30-Aug-11 17-Sep-11 1-Oct-11
SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDA SALIDAV-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195
Nitrógeno 0,70 0,78 0,76 0,66 0,58 0,68 0,69Metano 13,13 13,60 13,11 12,40 11,17 12,15 12,35Dióxido de Carbono 31,51 26,75 26,59 27,18 27,94 28,09 29,65Etano 8,72 8,35 8,23 8,10 8,21 8,30 8,30Agua 1,19 1,09 1,48 1,90 1,87 1,71 1,54Propano 19,42 21,10 21,02 20,75 21,02 20,70 20,54i- Butano 6,29 6,42 6,73 6,57 6,72 6,51 6,19n-Butano 10,57 11,78 12,32 11,96 11,97 11,69 11,13i-Pentano 4,46 4,46 5,44 5,15 5,26 4,55 4,71n-Pentano 3,28 4,23 3,49 3,83 3,87 4,37 3,47Hexano+ 0,68 1,34 0,75 1,44 1,31 1,18 1,34Heptano+ 0,05 0,09 0,06 0,07 0,07 0,08 0,08
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 16 16 15 15 16 15 16TEMPERATURA:(°F) 106 102 107 104 140 104 160FECHA: 16-Oct-11 18-Nov-11 2-Dec-11 17-Dec-11 14-Jan-12 28-Jan-12 15-Feb-12
SALIDA SALIDA V-195 SALIDA SALIDA V-195 V-195V-195 V-195 V-195 V-195
Nitrógeno 0,66 0,68 0,66 0,73 0,81 0,77 0,78Metano 12,17 11,95 11,71 12,68 13,52 12,23 12,43Dióxido de Carbono 28,94 27,35 28,83 29,06 32,31 30,73 30,65Etano 8,43 8,19 8,35 8,09 8,34 8,10 8,14Agua 1,97 2,29 1,83 1,46 1,52 1,78 1,84Propano 21,06 21,99 20,61 20,00 19,15 19,61 19,72i- Butano 6,35 7,28 6,65 6,48 5,87 6,39 6,34n-Butano 11,26 12,88 11,67 11,59 10,10 11,24 11,10i-Pentano 4,61 4,36 5,11 5,04 4,29 4,81 4,71n-Pentano 3,31 2,64 3,83 3,78 3,27 3,58 3,51Hexano+ 1,14 0,35 0,63 1,00 0,73 0,69 0,70Heptano+ 0,09 0,06 0,11 0,09 0,10 0,07 0,08
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
PRESIÓN: (PSI) 16 19 17 17 17 17 18TEMPERATURA:(°F) 98 98 102 105 105 108 164FECHA: 9-Mar-12 30-Mar-12 28-Apr-12 15-May-12 27-May-12 17-Jun-12 1-Jul-12
V-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195 V-195
Nitrógeno 0,80 0,88 0,80 0,79 1,05 0,79 0,86Metano 13,85 14,62 13,17 13,57 16,58 12,80 12,99Dióxido de Carbono 29,64 32,96 30,92 33,40 34,83 30,88 35,33Etano 8,25 8,24 7,92 8,33 8,34 7,82 7,64Agua 1,37 1,23 2,56 1,47 1,32 1,71 1,56Propano 20,42 18,28 18,97 19,42 17,29 19,22 17,74i- Butano 6,06 5,67 5,94 5,94 4,94 6,27 5,55n-Butano 11,04 9,97 10,66 10,06 8,92 11,18 9,76i-Pentano 4,39 3,38 4,61 3,76 3,64 4,84 4,18n-Pentano 3,14 4,05 3,45 2,58 2,67 3,61 3,12Hexano+ 0,97 0,64 0,92 0,61 0,36 0,82 1,19Heptano+ 0,07 0,06 0,09 0,07 0,06 0,06 0,08
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
155
ANEXO G.- Propiedades del gas de media presión de OFV V-195
FECHA: 22-Feb-10 23-Feb-10 12-Mar-10 20-Mar-10 5-Apr-10 20-Apr-10 12-May-10Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1641,1 1883,9 1727,3 1797,0 1830,1 1875,8 1369,4Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1508,0 1733,4 1588,6 1652,7 1.683.4 1725,8 1257,6Peso Molecular (lb/lb-mol) 41,7 44,6 43,0 43,5 43,8 44,4 41,1Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,7730 1,8923 1,8244 1,8488 1,8602 1,8878 1,7449S.G 1,4487 1,5462 1,4908 1,5107 1,5200 1,5425 1,4258
FECHA: 13-Jun-10 8-Jul-10 7-Aug-10 31-Aug-10 13-Sep-10 1-Oct-10 15-Oct-10Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1809,2 1620,4 1789,1 1815,5 1826,6 1847,0 1844,7Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1664,3 1489,1 1645,5 1669,9 1680,4 1699,4 1697,1Peso Molecular (lb/lb-mol) 44,1 41,7 43,6 43,8 44,1 44,5 44,4Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8718 1,8516 1,8256 1,8583 1,8730 1,8913 1,8838S.G 1,5295 1,5129 1,4917 1,5184 1,5305 1,5453 1,5392
FECHA: 6-Nov-10 15-Nov-10 3-Dec-10 18-Dec-10 3-Jan-11 15-Jan-11 5-Feb-11Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1747,6 1784,2 1799,2 1665,5 1656,4 1768,7 1724,2Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1607,4 1641,3 1655,1 1531,3 1523,4 1627,6 1585,9Peso Molecular (lb/lb-mol) 43,7 44,1 44,2 42,8 43,4 44,6 43,6Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8575 1,8750 1,8758 1,8171 1,8414 1,8951 1,8531S.G 1,5178 1,5321 1,5327 1,4847 1,5046 1,5485 1,5142
FECHA: 16-Feb-11 4-Mar-11 15-Mar-11 1-Apr-11 15-Apr-11 1-May-11 30-May-11Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1738,9 1826,9 1810,4 1591,2 1743,2 1916,2 1861,1Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1600,2 1681,3 1665,7 1463,6 1603,8 1763,9 1713,0Peso Molecular (lb/lb-mol) 43,6 45,3 44,5 41,7 44,4 45,9 45,5Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 0,1155 1,9235 1,8921 1,7730 1,8849 1,9488 1,9311S.G 1,5129 1,5717 1,5460 1,4488 1,5401 1,5923 1,5779
FECHA: 30-Jun-11 15-Jul-11 1-Aug-11 15-Aug-11 30-Aug-11 17-Sep-11 1-Oct-11Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1690,0 1846,0 1852,3 1861,7 1862,9 1832,5 1776,0Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1554,5 1698,4 1704,3 1713,2 1714,6 1686,3 1634,1Peso Molecular (lb/lb-mol) 43,9 44,6 44,7 45,1 45,5 45,0 44,7Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8645 1,8931 1,8968 1,9172 1,9324 1,9115 1,8974S.G 1,5235 1,5469 1,5499 1,5666 1,5789 1,5619 1,5504
FECHA: 16-Oct-11 18-Nov-11 2-Dec-11 17-Dec-11 14-Jan-12 28-Jan-12 15-Feb-12Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1787,9 1817,2 1809,2 1794,9 1653,9 1738,6 1732,8Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1645,1 1671,9 1664,8 1651,6 1521,1 1599,6 1594,2Peso Molecular (lb/lb-mol) 44,6 44,4 44,9 44,7 43,7 44,5 44,4Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8946 1,8877 1,9085 1,9006 1,8557 1,8921 1,8865S.G 1,5480 1,5424 1,5595 1,5530 1,5163 1,5460 1,5414
156
ANEXO H.- Cromatografías del gas de baja presión
ANEXO I.- Propiedades del gas de baja presión
FECHA: 9-Mar-12 30-Mar-12 28-Apr-12 15-May-12 27-May-12 17-Jun-12 1-Jul-12Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 1732,2 1615,0 1706,5 1604,5 1494,4 1730,4 1589,7Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 1593,3 1485,1 1569,9 1475,4 1373,3 1592,0 1462,3Peso Molecular (lb/lb-mol) 43,9 43,2 44,2 43,3 41,9 44,5 43,9Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 1,8628 1,8368 1,8759 1,8378 1,7816 1,8885 1,8667S.G 1,5221 1,5009 1,5328 1,5017 1,4558 1,5431 1,5253
V-560 V-560 V-560
(Línea de baja)Nitrógeno 4,67 6,43 0,00Metano 5,32 28,17 3,39Dióxido de Carbono 12,98 39,17 15,39Etano 5,38 5,59 5,84Agua 7,83 3,61 4,66Propano 21,59 8,02 22,76i- Butano 8,70 2,28 9,33n-Butano 17,25 3,78 18,52i-Pentano 8,01 1,48 9,66n-Pentano 6,23 1,11 8,10Hexano+ 1,75 0,21 2,09Heptano+ 0,28 0,15 0,25
100,00 100,00 100,00
COMPONENTE
FECHA: 24-Nov-11 7-Jun-12 2-Jul-12Presión (PSI) 14,7 14,7 14,7Temperatura (°F) 60,0 60,0 60,0
Valor calorífico Bruto Seco (BTU/ft3) 2394,6 938,7 2562,7Valor calorífico Neto (BTU/ft3) 2207,3 858,5 2363,1Peso Molecular (lb/lb-mol) 50,1 35,8 52,6Factor de Compresibilidad 0,9945 0,9945 0,9945Densidad (Kg/m3) 2,1276 1,5203 2,2355S.G 1,7384 1,2422 1,8267
ANE
FUENTE
EXO J.- Es
: (WARTS
specificacio
ge
ILA, 2010)
157
ones gene
neradores
)
rales de ga
Wartsila
as combusstible para
(7
751.5 BTU//ft3)
ANEXO
O K.- Especcificacione
158
s de gas c
34SG
combustible
G
e para mot
(6
tores Wart
644.1 BTU/
tsila
/ft3)
ANEXOO L.- Inlet 3
159
3 phase seeparator (ggas scrubber)
160
LIQUID LEVELS
HHLL to HLL 100 mm 63,6 min 150 mm 16,5 minHLL to NLL 50 mm 30,0 min 100 mm 10,0 minNLL to LLL 100 mm 54,7 min 50 mm 4,5 minLLL to LLLL 50 mm 23,8 min 50 mm 4,1 minLLLL to Bottom 150 mm 45,9 min 150 mm 7,8 minVisible Length 300 mm 350 mm
MIST ELIMINATOR
TypeFlow Orient
Size 321 mm845 mm 473 mm685 mm width152 mm 167 mm
0,811 mm Baffle
Optimum for Arrow 150 mmWidth 473 mmHeight 101,4 mmArea 0,048 m2
NOZZLES SIZE
NPS Sch8'' STD8'' STD2'' 802'' 80
THICK, VOLUME & WEIGHT
Thick Construction Material
Volume [m3]
Weight [kg]
P/L [bar/km]1,7350,581
Heigth TimeHeigth
0,707
2
LIQUID HC
0,5771
Time
0,0220,1012,64 1519
vel [m/s]
5,376
0,010
Material CS7800
0,183
143132216806
OperationWater Fill14,32
3/8
7,76
Empty
Empty9,5t adop [mm]t adop [in]Padm [bar g]
ASME VIII1219
10,3421SA 516 Gr 70
14061
3,2ECA [mm]t [mm]
CodeDext [mm]Pdis [bar g]Material
mat [kg/m3]
MaterialS [kg/cm2]
Length
0,05
1604
Calculated
12,65
0,0838
INTERPHASE
0,7050,5788
VerticalWire Mesh
Required
0,0490,0796
veq H2O [m/s]
--
v2 [Pa]
Kg [m/s]
Width
0,084
ThickL/W
vg [m/s]Area [m2]
Water Outlet
InletGas OutletLiq HC Outlet
ANEXO M.- Low presssure 3 phas
161
e separatorr
162
LIQUID LEVELS
HHLL to HLL 50 mm 12,7 min 100 mm 6,2 minHLL to NLL 100 mm 24,2 min 200 mm 11,1 minNLL to LLL 150 mm 31,8 min 100 mm 4,5 minLLL to LLLL 50 mm 8,9 min 0 mm 0,0 minLLLL to Bottom 150 mm 17,0 min 150 mm 4,1 minVisible Length 350 mm 400 mm
MIST ELIMINATOR
TypeFlow Orient
Size 233 mm720 mm 385 mm900 mm152 mm 324 mm
1,25 mm Baffle
Optimum for Arrow 150 mmWidth 505,5 mmHeight 101,3 mmArea 0,051 m2
NOZZLES SIZE
NPS Sch10'' STD10'' STD2'' 802'' 80
THICK, VOLUME & WEIGHT
Thick Construction Material
Volume [m3]
Weight [kg]
vg [m/s]Area [m2]
Water Outlet
InletGas OutletLiq HC Outlet
Kg [m/s]
WidthLengthThickL/W
0,1340,18634
LIQUID HCHeigth
0,084 0,0698
veq H2O [m/s]
--
v2 [Pa]
1,4410,6480
VerticalWire Mesh
Required
741
Calculated
18,36
Empty
Empty
0,13
6,4
Materialmat [kg/m3]
Material
Water Fill
CodeDext [mm]Pdis [bar g]MaterialS [kg/cm2]ECA [mm]t [mm] 4,91t adop [mm]t adop [in]Padm [bar g]
ASME VIII1372
3,4474SA 516 Gr 70
14061
3,2
1/46,45
CS7800
0,1426,885
110734657993
Operation
0,177
0,0560,1030,22
18,35 544
P/L [bar/km]2,977
INTERPHASEHeigth
1,734
Time Time
0,5387
vel [m/s]
18
ANEEXO N.- Hig
163
gh pressurre 3 phasee separatorr
164
LIQUID LEVELS
HHLL to HLL 100 mm 108,9 min 150 mm 3,8 minHLL to NLL 50 mm 51,9 min 100 mm 2,3 minNLL to LLL 150 mm 137,2 min 50 mm 1,0 minLLL to LLLL 50 mm 36,3 min 50 mm 0,9 minLLLL to Bottom 100 mm 44,9 min 100 mm 1,1 minVisible Length 350 mm 350 mm
MIST ELIMINATOR
TypeFlow Orient
Size 159 mm420 mm 312 mm530 mm152 mm 196 mm
1,262 mm Baffle
Optimum for Arrow 150 mmWidth 439,7 mmHeight 101,6 mmArea 0,045 m2
NOZZLES SIZE
NPS Sch4'' STD4'' STD2'' 802'' 80
THICK, VOLUME & WEIGHT
Thick Construction Material
Volume [m3]
Weight [kg]
P/L [bar/km]13,542
INTERPHASEHeigth
veq H2O [m/s]
--
0,1842
vel [m/s]
11,38 1833
v2 [Pa]
1,717
Time Time
3/816,37
CS7800
0,507
0
t adop [mm]t adop [in]Padm [bar g]
20624157
Operation
0,1253,179
978
10,342SA 516 Gr 70
14061
Water Fill
CodeDext [mm]Pdis [bar g]MaterialS [kg/cm2]ECA [mm]t [mm]
ASME VIII
7,19
Empty
Empty
0,02
9,5
Materialmat [kg/m3]
Material
3,2
1067
2443
Calculated
11,47
0,4200,2226
VerticalWire Mesh
Required0,084
0,1970,39
0,0695
0,0170,28581
LIQUID HCHeigth
0,002
Kg [m/s]vg [m/s]Area [m2]
WidthLengthThickL/W
Water Outlet
InletGas OutletLiq HC Outlet
165
ANEXO O.- Accumulator V-905
PROPERTIES & OPERATING CONDITIONS
Pressure (Operating) kg/cm2gTemperature (Operating) °C
UnitsMass Flow kg/hDensity kg/m3Viscosity cPSurface Tension dyne/cm
Liquid Flow 118,1 m3/d 3164Water Cut %GOR 0,0
VESSEL SCHEME (SIZING)
A - 2'' B - 2''
LIQUIDHHLL 900 mmHLL 500 mmNLL 300 mmLLL 200 mmLLLL 100 mm
Thk3/8'' C - 2''
Lss 2500 mm Lss/D 2,3
CALCULATED PARAMETERS (@ operative conditions)
Re-Entrainment (@HLL)Ref 7848,8N 0,002v reint [m/s] 2,6231vel max [m/s] 0,0049Dp [m] 5
0,0010,0068
K [m/s]12,19
Phase
6,2Gas
Liquid 0,204
vel h [m/s] vt [m/s] Dp [m]5
26
mm
106
7
104
8
6,328
Area [m2]0,659 0,0034 0,0010
0,0067 0,0008
Gas
V-905ACUMMULATOR
43,33
Liquid
TAG Nº
tr [min]
Dex
t
6430,2803
13,7-
12014,8
0,010
3164,4
ANEXO P.- E-625
166
Flujo de verificación 1,2 MMSCCFD
ANEXO Q.- E-626
167
Flujo de v
verificación 6,1 MMSCCFD
ANNEXO R.- H
168
Hoja de da
atos Smithcco E-625
ANEXO S.- Report
169
te de calibrracaión de cromatógrafo.
170
BIOGRAFÍA
Yo, Christian Patricio Gutiérrez Alvarado, nací en la Ciudad de Cuenca,
Ecuador, el 05 de junio de 1984. Estudie los primeros años de la
educación Básica en la Escuela Catalina Guerrero, en Cuenca, terminé la
primaria en la Escuela Francisco Flor de Ambato, donde fue el mejor
egresado.
La educación Secundaria la realice en el Colegio Nacional Mixto Eloy
Alfaro de Quito, donde fui el mejor egresado de la especialidad Químico
Biólogo, fui presidente del consejo estudiantil en la promoción 2001-2002.
La instrucción superior la Realice en el Universidad Central del Ecuador,
en la Facultad de Ingeniería Ciencias Físicas y Matemática, Escuela de
Ingeniería Química. Obtuve el título de Ingeniero Químico en el año 2008.
Durante mi vida universitaria llegue a ser presidente de la Escuela de
Ingeniería Química en el periodo 2007-2008.
Realice mi trabajo de graduación correspondiente a pregrado sobre la
simulación del tren de deshidratación de crudo pesado del Lote 67
concesionado Perenco Perú.
Comencé a trabajar en noviembre del 2007 , en la Empresa Sertecpet,
como Ingeniero Junior de Procesos, Luego, me cambie a Tecna del
Ecuador en Octubre del 2008, donde trabaje a lo largo de 3 años,
realizando ingenierías conceptuales básicas y de detalle, en áreas de
agua crudo y gas, para empresas como, Plus Petrol, Petrobrass,
Occidental, Petromazonas.
A lo largo de esos años ascendí hasta ingeniero semi-senior de Procesos,
siendo el responsable de la ingeniería de varios proyectos de gas.
En el año 2008, me integre a la empresa, Petroamazonas EP, como
Ingeniero Líder del área de Procesos en el Departamento de Optimización
de Generación eléctrica y Eficiencia Energética, donde estoy a cargo de
tres personas y soy el responsable de la conceptualización de diseños y
verificación de la ingeniería de diversas empresas contratistas.