universidad central del ecuador … para continuar con el proceso de titulación determinado ......

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA

CARRERA DE INGENIERÍA QUÍMICA

DISEÑO DE UN ESQUEMA DE ENDULZAMIENTO DE GAS ASOCIADO PARA

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (BLOQUE 49).

TRABAJO DE TITULACIÓN, MODALIDAD PROPUESTA TECNOLÓGICA PARA

LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA QUÍMICA

AUTORA: KATHERINE PAOLA NAVARRO SHUGULI

TUTOR: MSc. WASHINTONG GONZALO CHIRIBOGA GAVIDIA

QUITO

2017

iv

©DERECHOS DE AUTOR

Yo, Katherine Paola Navarro Shugulí en calidad de autora del trabajo de titulación,

modalidad propuesta tecnológica: DISEÑO DE UN ESQUEMA DE

ENDULZAMIENTO DE GAS ASOCIADO PARA GENERACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA (BLOQUE 49) autorizo a la Universidad Central del Ecuador hacer uso de

todos los contenidos que me pertenecen o parte de los que contiene esta obra, con fines

estrictamente académicos o de investigación.

Los derechos que como autora me corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los

artículos 5,6,8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su

Reglamento.

Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización

y publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo

dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

En la ciudad de Quito, a los dieciocho días del mes de Julio de 2017.

Firma:

____________________________

Katherine Paola Navarro Shugulí

C.C 1721838686

[email protected]

mailto:[email protected]

v

APROBACION DEL TUTOR

Yo, Washington Gonzalo Chiriboga Gavidia en calidad de tutor del trabajo de titulación,

modalidad propuesta tecnológica: DISEÑO DE UN ESQUEMA DE

ENDULZAMIENTO DE GAS ASOCIADO PARA GENERACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA (BLOQUE 49), elaborado por la estudiante Navarro Shugulí Katherine

Paola, de la Carrera de Ingeniería Química de la Universidad Central del Ecuador,

considero que el mismo reúne los requisitos y méritos necesarios en el campo

metodológico y en el campo epistemológico, para ser sometido a la evaluación por parte

del jurado examinador que se designe, por lo que APRUEBO, a fin de que el trabajo sea

habilitado para continuar con el proceso de titulación determinado por la Universidad

Central del Ecuador.

En la ciudad de Quito, a los dieciocho días del mes de Julio de 2017.

________________________________________

Firma del Tutor

MSc. Washington Gonzalo Chiriboga Gavidia

C.C: 1715339048

vi

DEDICATORIA

A Dios por darme la fuerza y voluntad

necesarias para cumplir cada uno de los

objetivos planteados en mi vida.

A mi pequeña familia que ha sido siempre

el motor que impulsa mi vida; a mi madre

por ser mi mejor amiga, por tu dulzura,

apoyo y cariño que hicieron de mí una

mejor persona, esto como todo lo que

hago es para ti; a mi padre por ser mi

ejemplo de lucha y superación y a mi

angelito de cuatro patas por su amor

incondicional.

A Geova, mi compañero de vida, que sea

el inicio de muchos triunfos en nuestra

vida juntos.

.

vii

AGRADECIMIENTO

Primero agradezco a mis padres Diego y Consuelo por ser mi apoyo incondicional a lo

largo de toda mi vida, por hacer de mi hogar mi lugar feliz y por enseñarme con el

ejemplo a ser una buena persona.

A la gloriosa Universidad Central del Ecuador en especial a la facultad de Ingeniería

Química por abrirme sus puertas para cumplir uno de mis más grandes sueños, y a sus

docentes por compartir sus conocimientos y experiencias.

A mi tutor, el MSc. Gonzalo Chiriboga por su orientación, paciencia y compromiso para

la realización de este trabajo.

A TECPETROL por el apoyo y la confianza para la realización de este proyecto, en

especial al Msc. Oscar Mosquera y al Ing. Alexis Villacis, gracias por su apoyo y sobre

todo por su cariño.

A los amig@s incondicionales que encontré a lo largo de esta aventura en especial a

Daysi, Vale, Raíza y Diego gracias por tanta paciencia, consejos, lágrimas y risas y sobre

todo gracias por haber hecho de la vida de la U algo inolvidable.

A todas las personas que de una u otra manera formaron parte de este largo camino.

viii

CONTENIDO

pág.

LISTA DE TABLAS ........................................................................................................ x

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................... xiii

LISTA DE ANEXOS .................................................................................................... xiv

GLOSARIO .................................................................................................................... xv

RESUMEN .................................................................................................................... xvi

ABSTRACT. ................................................................................................................ xvii

INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 1

1. GENERALIDADES Y CONCEPTOS BÁSICOS ................................................... 3

1.1 Gas natural .............................................................................................................. 3

1.1.1 Gas libre. ................................................................................................................ 3

1.1.2 Gas asociado. ......................................................................................................... 4

1.1.3 Gas ácido. .............................................................................................................. 4

1.1.4 Gas dulce. .............................................................................................................. 5

1.2 Procesos de “endulzamiento” de gas asociado ....................................................... 5

1.2.1 Absorción química. ................................................................................................ 6

1.2.2 Separación mediante membranas .......................................................................... 8

1.2.2.1 Membranas inorgánicas. ....................................................................................... 9

iii

1.2.2.2 Membranas orgánicas. .......................................................................................... 9

1.3 Generación eléctrica .............................................................................................. 9

1.4 Ciclo de Brayton .................................................................................................. 10

1.4.1 Eficiencia del ciclo de Brayton. .......................................................................... 12

1.5 LCOE (Levelized Cost of Energy) ...................................................................... 12

1.6 Valor actual neto (VAN) .................................................................................... 13

1.7 Tasa interna de retorno ....................................................................................... 13

2. CÁLCULOS Y DISEÑO ........................................................................................ 14

2.1 Análisis de variación en cantidad y calidad del gas ............................................ 14

2.1 Diseño del sistema de endulzamiento de gas asociado....................................... 20

2.2.1 Cuantificación de componentes presentes en el gas a tratar ................................ 21

2.2.2 Cálculo de la fracción volumétrica. .................................................................... 21

2.2.3 Cálculo del peso molecular de la mezcla: .......................................................... 22

2.2.4 Cálculo de la densidad de la mezcla gaseosa. .................................................... 22

2.2.4.1 Cálculo del caudal másico de la mezcla gaseosa. .............................................. 26

2.2.5 Dimensionamiento de la torre de absorción. ..................................................... 26

2.2.5.1 Balance de Masa ................................................................................................ 27

2.2.6 Dimensionamiento de los equipos de regeneración .......................................... 35

2.2.6.1 Rehervidor. ........................................................................................................ 35

2.2.6.2 Intercambiador Amina Rica/ Amina Pobre ....................................................... 36

2.2.6.3 Enfriador ............................................................................................................ 36

2.2.6.4 Condensador de Reflujo .................................................................................... 36

2.2.6.5 Bomba principal ................................................................................................ 36

2.2.6.6 Booster de la amina ........................................................................................... 37

2.2.6.7 Diámetro del regenerador .................................................................................. 37

2.2.6.8 Dimensiones tanque de suministro .................................................................... 38

2.2.6.9 Dimensiones acumulador de reflujo: ................................................................. 38

2.2.7 Determinación del Calor Requerido para eliminar el CO2. .............................. 38

2.2.8 Diseño de un sistema de endulzamiento de gas asociado con membranas.. .... 39

2.2.8.1 Pre-Tratamiento. .............................................................................................. 39

2.2.8.2 Dimensionamiento de la membrana 44

iv

2.2.8.2.1 Selección del material de la membrana 45

2.2.8.2.2 Cálculo del factor de separación ideal 46

2.2.8.2.3Cálculo de la composición de la sustancia permeada Yp 46

2.2.8.2.4 Balance de masa de la membrana ................................................................... 47

2.2.8.2.5 Cálculo del área de la membrana .................................................................... 47

3. ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO ................................................................... 48

3.1 Costos de estimación ............................................................................................ 48

3.1.1 Estimación de costos de equipos para el sistema con dietanolamina DEA .... 48

3.1.2 Estimación de costos de equipos para el sistema con membrana .................... 51

3.1.3 Estimación de costos por consumo de solvente (DEA) ................................... 51

3.1.4 Estimación del costo total de un proyecto. ...................................................... 52

3.1.4.1 Estimación del costo total sistema con aminas (DEA) .................................... 52

3.1.4.2 Estimación del costo total de sistema con membranas .................................... 53

3.2 Análisis económico de un proyecto ...................................................................... 54

3.2.1 Costos de producción ....................................................................................... 55

3.2.2 Costos fijos. ..................................................................................................... 55

3.2.3 Costos variables. .............................................................................................. 55

3.2.4 Costo de combustible. ...................................................................................... 55

3.2.5 Depreciación. ................................................................................................... 55

3.3 Ingresos................................................................................................................. 56

3.4 Criterios de evaluación de proyectos .................................................................... 57

3.4.1 Flujo de caja. .................................................................................................... 57

3.4.2 Cálculo del VAN y de la TIR. ......................................................................... 57

3.4.3 Costo elevado de la electricidad (LCOE). ....................................................... 60

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................................. 62

4.1 Resultados de cálculo con DEA ........................................................................... 62

4.1.1 Simulación del proceso propuesto con dietanolamina (DEA) ......................... 64

4.1.2 Composición de salida del gas del proceso con DEA...................................... 65

4.2 Resultados de cálculo con membranas ................................................................. 66

4.2.1 Simulación del proceso propuesto con membranas ......................................... 67

v

4.2.2 Composición de salida del gas ......................................................................... 68

4.3 Cuadro comparativo de procesos ..................................................................... 69

5. DISCUSIÓN............................................................................................................ 70

6. CONCLUSIONES .................................................................................................. 72

7. RECOMENDACIONES ......................................................................................... 74

CITAS BIBLIOGRAFICAS .......................................................................................... 75

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................ 79

ANEXOS 81

iv

LISTA DE TABLAS

pág.

Tabla 1. Proyección del contenido de CH4 del gas de pozo ........................................... 16

Tabla 2. Proyección del contenido de CO2 del gas de pozo ........................................... 18

Tabla 3. Composición molar de la mezcla ..................................................................... 21

Tabla 4. Variables pseudocríticas ................................................................................... 23

Tabla 5. Condiciones de entrada proceso con DEA ....................................................... 27

Tabla 6. Cocientes molares ............................................................................................. 28

Tabla 7. Flujo y propiedades del gas que ingresa al proceso ......................................... 30

Tabla 8. Flujo y propiedades del gas que sale del proceso ............................................ 30

Tabla 9. Flujos y propiedades del líquido que ingresa al proceso .................................. 30

Tabla 10. Flujos y propiedades del líquido que sale del proceso ................................... 31

Tabla 11. Características Anillos de Pall ........................................................................ 31

Tabla 12. Cálculo del NOG ............................................................................................ 34

Tabla 13. Fórmulas Requerimientos de Intercambio de Calor ...................................... 35

Tabla 14. Resultados Requerimientos de Intercambio de Calor Rehervidor ................. 35

Tabla 15. Resultados Requerimientos de Intercambio de Calor del Intercambiador

Amina Rica/ Amina Pobre .............................................................................................. 36

Tabla 16.Resultados Requerimientos de Intercambio de Calor Enfriador .................... 36

Tabla 17. Resultados Requerimientos Intercambio de Calor Condensador de Reflujo . 36

Tabla 18. Fórmulas Requerimientos de Potencia .......................................................... 36

Tabla 19. Tamaños de los recipientes de la planta DEA ................................................ 37

Tabla 20. Condiciones de entrada al compresor ............................................................. 39

Tabla 21. Capacidad calorífica del gas de entrada ......................................................... 41

Tabla 22. Datos para el cálculo de la potencia de la primera etapa del compresor ........ 42

Tabla 23. Datos para el cálculo de la potencia de la segunda etapa del compresor ....... 43

Tabla 24. Condiciones de entrada................................................................................... 44

Tabla 25. Permeabilidad de diversos gases en las membranas...................................... 45

iii

Tabla 26. Estimación de costos DEA (Tecpetrol) .......................................................... 48

Tabla 27. Estimación de Costos membrana (Tecpetrol)................................................. 51

Tabla 28. Estimación del costo total proceso con DEA ................................................. 53

Tabla 29. Estimación del costo total proceso con membranas ....................................... 53

Tabla 30. Costos de producción anuales planta de tratamiento de gas (DEA) ............... 55

Tabla 31. Costos de producción anual planta de tratamiento de gas (membranas) ........ 56

Tabla 32. Ingreso anual planta de tratamiento de gas (DEA) ......................................... 56

Tabla 33. Ingreso anual planta de tratamiento de gas (membrana) ................................ 57

Tabla 34. VAN y TIR proceso con aminas (DEA) ......................................................... 58

Tabla 35. VAN y TIR proceso con membrana ............................................................... 59

Tabla 36. LCOE proceso con aminas ............................................................................. 60

Tabla 37. LCOE Proceso con membrana ........................................................................ 61

Tabla 38. Resultados del análisis económico considerando dos escenarios .................. 61

Tabla 39. Resultados proceso Dietanolamina................................................................. 62

Tabla 40. Resultados proceso membranas ...................................................................... 66

Tabla 41. Cuadro comparativo de procesos.................................................................... 69

Tabla 42. Costo y rendimiento representativos de las tecnologías de generación

eléctrica. .......................................................................................................................... 83

iv

LISTA DE FIGURAS

pág.

Figura 1. Esquema de una unidad de tratamiento de gases por aminas............................ 8

Figura 2. Composición de una membrana orgánica del tipo utilizado en las unidades de

acondicionamiento de gas combustible ............................................................................ 9

Figura 3. Descripción ciclo de Brayton .......................................................................... 11

Figura 4. Ciclo de Brayton ............................................................................................. 12

Figura 5. Declinación de la producción de gas y petróleo.............................................. 15

Figura 6. Proyección del GOR con respecto a la producción acumulativa de petróleo . 15

Figura 7. Variación del contenido de CH4 ...................................................................... 18

Figura 8. Variación del contenido de CO2 ...................................................................... 19

Figura 9. Curva de equilibrio, recta mínima y recta de operación ................................. 28

Figura 10. VAN vs Tiempo (2 escenarios) ..................................................................... 59

Figura 11. Simulación proceso con aminas .................................................................... 64

Figura 12.Composición de gas dulce DEA (Hysys) ....................................................... 65

Figura 13. Simulación proceso de endulzamiento mediante membranas ....................... 67

Figura 14. Composición de gas dulce membrana (Hysys) ............................................. 68

v

LISTA DE ANEXOS

pág.

Anexo A. Carta de conformidad Tecpetrol 82

Anexo B. Costo y rendimiento de las tecnologías de generación eléctrica 83

Anexo C. Especificaciones generales de gas combustible para generadores

CATERPILLAR ............................................................................................................. 84

Anexo D. Registro histórico de análisis cromatográficos .............................................. 85

Anexo E. Cromatografías Bermejo Norte ...................................................................... 86

Anexo F. Propiedad físicas de los gases ......................................................................... 88

Anexo G. Gráfica de Standing Kotz ............................................................................... 89

Anexo H. Diagrama de equilibrio DEA-CO2 ................................................................. 90

Anexo J. Carta de inundación ......................................................................................... 91

Anexo K. Especificaciones cuerpos de relleno .............................................................. 92

Anexo L. Carta de desviación de entalpía ...................................................................... 93

vi

GLOSARIO

AMINA: compuesto químico orgánico derivado del amoníaco que resulta de la

sustitución de uno o varios de los hidrógenos de la molécula de amoníaco por

otros sustituyentes o radicales.

ENDULZAMIENTO DE GAS: reducción o eliminación de compuestos ácidos (H2S y

CO2) presentes en el gas asociado.

EPRI: Instituto de Investigación de Energía Eléctrica.

DUTY: cantidad de calor requerida para el intercambio de calor.

GAS ASOCIADO: el gas asociado se encuentra acompañado del petróleo crudo, disuelto

en el crudo o como un “tapón” de gas libre por encima del yacimiento de petróleo.

GRANO: es la mínima unidad de masa en el sistema inglés de medidas; se utiliza para

estimar con más sensibilidad y precisión la poca masa de pequeños objetos

(medicamentos, drogas, pólvora), un grano equivale a 0,06479891 gramos.

GENERADOR ELÉCTRICO: es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia de

potencial eléctrica entre dos de sus puntos (llamados polos, terminales o bornes)

transformando la energía mecánica en eléctrica.

LCOE: es el costo teórico de generar energía eléctrica.

MSCFD: miles de pies cúbicos estándar de gas por día, las condiciones estándar son

15°C y 1 atm.

https://es.wikipedia.org/wiki/Amon%C3%ADaco

https://es.wikipedia.org/wiki/Hidr%C3%B3geno

https://es.wikipedia.org/wiki/Sustituyente

https://es.wikipedia.org/wiki/Radical_(qu%C3%ADmica)

vii

DISEÑO DE UN ESQUEMA DE ENDULZAMIENTO DE GAS ASOCIADO,

PARA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (BLOQUE 49).

RESUMEN

Se diseñó un esquema de endulzamiento de gas asociado del bloque 49, para generación

de energía eléctrica, mediante la evaluación de dos técnicas: la permeación con

membranas y el endulzamiento con aminas (dietanolamina), para lo cual se analizaron las

composiciones del gas reportadas en los históricos cromatográficos de los últimos diez

años y en función de estos datos se realizó una predicción de las composiciones futuras.

Se realizó un estudio técnico-económico de las dos alternativas de endulzamiento,

dimensionando los equipos requeridos y determinando sus costos; se simularon dichos

procesos para validar los resultados obtenidos previamente, y se calcularon el valor actual

neto (VAN), la tasa interna de retorno (TIR) y el costo nivelado de energía (LCOE), para

los dos escenarios.

Las dos alternativas pueden abastecer el requerimiento energético del bloque, sin

embargo la mejor opción es el tratamiento con membranas pues los resultados obtenidos

en el análisis técnico indican una mayor remoción de CO2 (hasta el 2% frente al 8% que

se obtiene mediante endulzamiento), además que se genera mayor número de kw-h

(5% más), y el análisis económico refleja que tiene un menor costo de implementación

(249.000 dólares menos).

PALABRAS CLAVES: /GAS ASOCIADO / ENDULZAMIENTO/

DIETANOLAMINA / MEMBRANAS / GENERACIÓN ELÉCTRICA /

viii

DESIGN OF AN ASSOCIATED GAS ENDLINING SCHEME FOR

GENERATING ELECTRIC POWER (BLOCK 49).

ABSTRACT

The sweetening of an associated gas from block 16 was designed. To this end, two

techniques were evaluated, namely, membrane permeation and amine absorption

(dietanolamine). Subsequently, this gas will be intended for electric power generation. In

order to predict future concentrations of CO2 in the associated gas composition, historical

data of chromatographic tests, were analyzed.

A technical-economic study of the two sweeting alternatives was carried out, by means

of sizing the required equipment and determining its costs. These processes were

simulated by specialized software to validate the calculations and results. Likewise, net

present value (VAN), internal rate of return (TIR) and levelized cost of energy (LCOE)

were calculated for the two options.

Both alternatives can supply the energy requirement of the block; however, the best

option is the membrane technique, because its results mirrors more removal of CO2

(up to 2% compared to 8% obtained by sweetening), more kw-h is also generated (5%

more), and the economic analysis indicates a lower implementation cost (249.000 dollars

less).

KEYWORDS: GAS ASSOCIATED / SWETEENING / DIETANOLAMINES /

MEMBRANES / ELECTRICAL GENERATION

1

INTRODUCCIÓN

Según la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), el gas natural es el

tercer combustible más utilizado del planeta, después del petróleo y el carbón. El gas

natural es un recurso no renovable, al cual se le ha dado varias aplicaciones que van desde

el uso doméstico hasta la rama industrial. Al hablar de gas natural, la bibliografía describe

que la mayor parte de los yacimientos de petróleo son de gas en solución, por lo que en

los campos petroleros el gas es un subproducto de la extracción de crudo y por esta razón

toma el nombre de gas asociado.

Para el estado ecuatoriano, el gas asociado es una de las fuentes de energía no renovables

más importante de la actualidad; hoy en día las estaciones de producción han puesto

verdadero interés en el gas asociado, utilizándolo como: combustible en las turbinas para

la generación de energía eléctrica, mantenimiento de presión mediante inyección, fluido

motriz en levantamiento artificial, entre otros. En el nororiente ecuatoriano, la mayoría

de gas producido es gas asociado, cabe mencionar que mientras más liviano es el crudo

que se extrae, mayor es la cantidad de gas asociado que trae consigo, este es el caso del

Bloque 49 manejado por la multinacional Tecpetrol, en el cual la producción de crudo se

ve altamente influenciada por la presencia de gas en los reservorios.

El Bloque 49, llamado también Campo Bermejo, se encuentra ubicado en el límite con

Colombia, al noreste de la provincia de Sucumbíos. El bloque tiene autogeneración, lo

que quiere decir que la generación de energía eléctrica está dada en su totalidad por la

utilización de gas dulce, utilizando grupos electrógenos (CATERPILLAR G3304-

G3306). El mencionado gas no recibe ningún tipo de tratamiento previo, dado que las

condiciones de salida del reservorio (poder calórico, presión, temperatura, composición)

son las requeridas por las unidades de generación, siendo importante mencionar, que con

este sistema se abastece a todo el bloque.

En los últimos años el porcentaje de pozos que producen este gas ha disminuido, la

necesidad de tener una planta de tratamiento de gas surge de un proyecto de recuperación

secundaria, el cual afectaría cerca de la mitad del gas utilizado en generación; la mayoría

2

de gas proveniente de las actividades de extracción contiene impurezas que no permiten

que sea útil, por esta razón es necesario implementar una planta de endulzamiento de gas,

el cual pueda cubrir la demanda eléctrica de 10 MW-h por día.

El proceso de endulzamiento del gas asociado (tratamiento de gas) se refiere a la

purificación del mismo, es decir a la eliminación de gases ácidos especialmente el dióxido

de carbono y el ácido sulfhídrico, debido a que son altamente corrosivos en presencia de

agua y disminuyen el poder calórico del gas, luego de este proceso el gas puede ingresar

a las unidades de generación.

El objetivo principal de este proyecto es diseñar un esquema de endulzamiento de gas

asociado para generación de energía eléctrica, para lo cual se determina la variación en el

tiempo de la composición del gas, se realiza un análisis técnico económico de los procesos

de endulzamiento partiendo de dos alternativas: aminas y membranas, se dimensiona los

equipos y se determina el costo de cada uno; se calcula el VAN, TIR y LCOE para los

dos escenarios y se concluye que con las dos alternativas se puede abastecer el

requerimiento energético, sin embargo la mejor opción para el proceso de endulzamiento

de gas es el tratamiento con membranas pues los resultados obtenidos tanto en el análisis

económico como en el técnico reflejan un menor costo de implementación, un mayor

número de kw-h generados y una mayor remoción de CO2 respectivamente.

3

1. GENERALIDADES Y CONCEPTOS BÁSICOS

1.1 Gas natural

El gas natural al igual que el petróleo se originó hace millones de años como producto de

la degradación de materia orgánica (plantas y animales) atrapados en el interior de la

Tierra.

Al igual que el resto de combustibles fósiles, el gas natural se encuentra atrapado entre

formaciones rocosas llamadas también reservorios.

Se define como gas natural a la mezcla de hidrocarburos livianos que se encuentran en el

subsuelo cuyo componente principal es el metano (CH4), y en menor proporción otros

hidrocarburos livianos como el etano (C2H6), el propano (C3H8), el butano (C4H10) o el

pentano (C5H12) mezclados con nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), ácido

sulfhídrico (H2S), vapor de agua (H2O) y otros materiales.

Sus características son:

Combustible fósil.

Incoloro.

Comparativamente tiene una combustión más limpia que otros combustibles (menor

cantidad de CO2, CO, NO2, S y cenizas).

Motores y quemadores que usan este gas son fáciles de limpiar y conservar. [1]

Por su lugar de proveniencia el gas natural se clasifica en:

1.1.1 Gas libre. Es el gas que existe en forma independiente del petróleo, sea porque su

generación ha sido independiente de la formación de crudo o porque la relación gas

4

petróleo es de tal naturaleza que se la puede considerar como un campo de gas con

pequeña producción de petróleo, puede o no desarrollarse dependiendo si es extracción

es rentable económicamente para su comercialización. [2]

1.1.2 Gas asociado. Se denomina gas asociado al gas que se encuentra disuelto en el

petróleo del yacimiento con grandes cantidades de hidrocarburos líquidos, la mayoría de

yacimientos de petróleo descubiertos son de gas en solución, por lo que se hace necesaria

la producción conjunta de petróleo y gas asociado. Es evidente que en los campos

petroleros, el principal producto de extracción es el petróleo y el gas asociado pasa a ser

un subproducto, que en muchos casos tiene una gran importancia debido a la cantidad de

líquidos de gas natural (LGN) que se puede obtener del mismo.

El gas asociado tiene la ventaja de ser un combustible limpio en comparación a los

derivados del petróleo. Desde que comenzó la era petrolera y del gas natural, los esfuerzos

se han encaminado a la localización y producción de petróleo y gas, en el mundo petrolero

ya existe la práctica de la utilización del gas asociado como combustible para la

generación de energía eléctrica.

El uso del gas asociado como combustible se ha establecido por más de 150 años, pero

en los últimos 25 años ha adquirido mucha importancia debido al crecimiento de las

tarifas de energía electica y el elevado costo de producción, lo que justifica totalmente la

utilización de gas asociado como combustible para la generación de energía. [3]

La composición real de una mezcla de gas natural se determina a través de análisis

cromatográficos, estos análisis dan como resultado la composición y el porcentaje de cada

uno de los componentes presentes en el gas, mediante estos análisis también se puede

detectar la presencia de otras sustancias que merecen atención, debido a que pueden

ocasionar problemas en las operaciones de manejo, tratamiento y procesamiento

industrial del gas natural. Por su lugar composición el gas natural se clasifica en:

1.1.3 Gas ácido. “Como definición al gas ácido se lo conoce como aquel cuyo

contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor que 0,25 granos por cada 100 pies

cúbicos normales de gas por hora: (> de 0,25 granos / 100 PCNH), esto equivale a cuatro

partes por millón, en base volumen (4 ppmV de H2S). En el Sistema Británico de

5

Unidades significa, que hay: 4 lb mol de H2S / 1x106 lb mol de mezcla, mientras que la

GPSA, define a un gas ácido como aquel que posee más de 1,0 grano / 100 PCN o 16

ppmV de H2S.

Los contaminantes más comunes presentes en el gas ácido son:

Sulfuro de Hidrógeno (H2S)

Monóxido de Carbono (CO)

Dióxido de Carbono (CO2)

Sulfuro de Carbonilo (COS)

Disulfuro de Carbono (CS2)

Mercaptanos (RSH)

Nitrógeno (N2)

Agua (H2O)

Oxígeno (O2)

Mercurio (Hg)

Si el gas va a ser utilizado como combustible para rehervidores, calentadores, motores de

compresión o generadores puede aceptarse hasta 10 granos de H2S / 100 PCN”. [4]

1.1.4 Gas dulce. “Este es un gas que contiene cantidades de H2S, menores a 4 partes

por millón en base volumen (4 ppm, V) y menos de 3% en base molar de CO2”.[5]

1.2 Procesos de “endulzamiento” de gas asociado

El gas ácido o amargo es conocido como tal debido a que en su composición contiene

dióxido de carbono y ácido sulfhídrico (CO2 y H2S), los procesos de endulzamiento de

gas consisten en retirar parte o la totalidad de impurezas que afecten al rendimiento del

gas ya antes mencionado.

Los procesos de remoción dependen de la composición y cantidad de contaminantes

presentes en el gas. Por ejemplo:

Remoción únicamente de CO2 o H2S.

6

Remoción simultánea de CO2 y H2S

Remoción selectiva de H2S con presencia de CO2.

Los procesos existentes para el endulzamiento de gas asociado enfocados en la remoción

del dióxido de carbono CO2 son los siguientes:

Absorción Química

Absorción Física

Absorción Fisicoquímica

Adsorción Física

Fraccionamiento Criogénico.

Difusión por gradientes de presiones parciales (Permeación) [6]

En función de la tendencia actual se analizaron 2 técnicas de remoción de dióxido de

carbono estas son la absorción química y la permeación las cuales se las detalla a

continuación:

1.2.1 Absorción química. La absorción es una operación unitaria con transporte de

masa y reacción química, que ocurre cuando una fase líquida (con algún solvente) se pone

en contacto con una fase gas (gas de alimentación) con el propósito de separar uno o más

componentes de la mezcla gaseosa mediante solubilidad.[7]

Las alcanolaminas son los solventes químicos más comunes usados en la absorción;

siempre son utilizadas en forma de soluciones acuosas; otros solventes alternos son las

sales alcalinas calientes, siendo las principales:

Monoetanolaminas o MEA

Dietanolamina o DEA

Trietanolamina TEA

Diglicolamina DGA

Carbonato potásico caliente

7

Los contaminantes presentes en el gas de alimentación como el H2S y el CO2 reaccionan

con las alcanolaminas o la sal alcalina, generando bisulfuros y bicarbonatos

respectivamente.

Las reacción principal que ocurren en la absorción de CO2 con aminas es:

Reacción general del proceso de absorción

H2O+ CO2 +DEA ----- DEACO2 1

Además que pueden darse algunas reacciones secundarias:

Ionización del Agua:

H2O ---- H++OH- 2

Hidrólisis e ionización del CO2 disuelto:

CO2 + H2O ---- HCO3-+H+ 3

Protonización de la alcanolamina:

RNH2 + CO2 ---- RNHCOO-+H+ 4

Formación del carbo-anión:

RNH2 + CO2 ----RNHCOO-+H+ 5

Este proceso se lleva a cabo en una columna de fraccionamiento, este equipo es el más

importante en este proceso pues aquí se lleva a cabo la reacción química (absorción), esta

columna está provista de platos o empaques de acuerdo a cada necesidad. El gas de

alimentación ingresa por el fondo de la columna mientras que la solución acuosa lo hace

por la cabeza.

La reacción generada en la absorción es exotérmica razón por la que se genera una

transferencia de calor entre los gases contaminantes y el solvente, por este motivo el gas

tratado sale de la unidad de absorción a una temperatura superior en comparación a la del

gas de alimentación. [8]

En la figura 1. se observa un esquema general de una unidad de absorción de gases.

8

Figura 1. Esquema de una unidad de tratamiento de gases por aminas. [9]

1.2.2 Separación mediante membranas. Este proceso es adecuado para gases con alta

concentración de CO2 y altas presiones, básicamente consiste en hacer pasar el gas

mediante una membrana polimérica; el agua, CO2 y H2S actúan como difusores pues se

pueden difundir a través de la membrana con mayor facilidad en comparación a los

hidrocarburos.

Las membranas son barreras delgadas que permiten el paso preferencial de ciertas

sustancias y se basan principalmente en material polimérico; aunque también existen

membranas de cerámica, vidrio y metal. Los polímeros comúnmente empleados para las

membranas de separación de gases incluyen derivados de la celulosa, polisulfona y

poliamidas.

Esta alternativa es una de las más usadas actualmente. [10]

9

Figura 2. Composición de una membrana orgánica del tipo utilizado en las

unidades de acondicionamiento de gas combustible [11]

Las membranas utilizadas para separación de gases pueden ser de dos tipos:

1.2.2.1 Membranas inorgánicas. Pueden operar a altas presiones y son químicamente

estables, su desventaja radica en el alto valor económico que representan. Las membranas

inorgánicas porosas no son adecuadas para la separación de CO2 presente en gas asociado,

esto es debido a la mínima diferencia que existe entre la masa y el tamaño de CO2 y N2.

1.2.2.2 Membranas orgánicas. Se caracterizan porque son formadas a base de

polímeros, las primeras membranas se prepararon a partir de la celulosa y de sus

derivados, su limitada resistencia a los productos químicos y a las altas temperatura, son

una de sus desventajas sin embargo actualmente son las más vendidas en el mercado. [12]

1.3 Generación eléctrica

La generación de energía eléctrica en el mundo depende principalmente de combustibles

fósiles (derivados del petróleo, gas natural y carbón).

10

La producción descentralizada en pequeña y mediana escala ha sido posible gracias al

perfeccionamiento de las turbinas de combustión que utilizan como combustible el gas

natural y su aplicación a los grupos electrógenos.

Un grupo electrógeno es un conjunto de máquinas rotativas, eléctricas y de combustión,

acopladas mediante un eje mecánico, capaces de transformar la energía térmica

procedente del combustible en energía mecánica en forma de giro del eje, y a su vez esta

energía eléctrica en forma de corriente alterna, en este caso el combustible utilizado será

gas asociado el cual debe cumplir con las condiciones requeridas por las unidades de

generación (concentración de CO2 y H2S, poder calórico, presión, temperatura, punto de

rocío.). [13]

1.4 Ciclo de Brayton

El ciclo de Brayton es uno de los ciclos termodinámicos de más amplia aplicación pues

es la base del motor de turbina de gas; las turbinas de gas usualmente operan en un ciclo

abierto, como se ilustra en la figura 3. El aire en condiciones ambientales se introduce en

un compresor axial o centrífugo donde su temperatura y presión se eleva. El aire de alta

presión sigue hacia la cámara de combustión donde el combustible se quema a presión

constante y los gases de alta temperatura que resultan entran a la turbina en donde se

expanden hasta la presión atmosférica, de manera tal que producen potencia. Los gases

de escape que salen de la turbina se expulsan hacia fuera.

El ciclo básico de Brayton en condiciones ideales está compuesto por cuatro procesos y

se describe de la siguiente manera:

1-2. Compresión isoentrópica en un compresor.

2-3. Adición de calor al fluido de trabajo a presión constante en un intercambiador de

calor o una cámara de combustión.

3-4. Expansión isoentrópica en una turbina.

4-1. Remoción de calor del fluido de trabajo a presión constante en un intercambiador

de calor o en la atmósfera. [14]

11

Figura 3. Descripción ciclo de Brayton [15]

El ciclo de Brayton se compone de los siguientes procesos reversibles:

1-2 Compresión adiabática del estado 1 al estado 2

2-3 Adición de calor a presión constante.

3-4 Expansión Adiabática.

4-1 Rechazo de calor a presión constante para llegar al estado 1.

Los números 1’,2’,3’ y 4´ representan los estados de equilibrio que corresponden a los de

la definición del ciclo real y en los que se genera entropía.[16]

12

Figura 4. Ciclo de Brayton [17]

1.4.1 Eficiencia del ciclo de Brayton. La eficiencia térmica para un ciclo Brayton ideal

en el punto de trabajo óptimo es función de la temperatura. Se deduce entonces, que la

eficiencia térmica para un ciclo Brayton ideal en el punto de trabajo óptimo es función de

la temperatura de entrada al compresor y de la temperatura de entrada a la turbina. [18]

El valor máximo que alcanza la relación de acoplamiento turbina–compresor siempre es

la misma aun cuando sea diferente la sustancia de trabajo utilizada.

1.5 LCOE (Levelized Cost of Energy)

El LCOE o Costo Nivelado de Energía es una manera de comparar los costos unitarios a

lo largo de la vida económica de diferentes tecnologías; es decir, corresponden al costo

que de inversión en condiciones de estabilidad de precios de la electricidad.

En otras palabras, definen los costos en ausencia de los riesgos asociados al mercado o a

la tecnología. Según la Agencia Internacional de Energía (IEA), se aproximan bastante

bien al costo real en un mercado monopolista regulado.

13

Es importante señalar que, si bien LCOE es una cómoda medida que resume la

competitividad global de las diferentes tecnologías de generación, las decisiones de

inversión definitiva de la instalación de la planta se ven afectados por las características

tecnológicas y regionales específicas de un proyecto, así como por otros factores como el

de utilización o carga proyectada. [19]

Existen varios estudios y reportes de comparación de LCOE para diferentes tecnologías;

siendo uno de los más confiables el reporte generado por el EPRI (Electrical Power

Research Institute) que se puede ver en la tabla del ANEXO B.

1.6 Valor actual neto (VAN)

El valor actual neto (VAN) determina el valor que resulta de la diferencia entre el

desembolso inicial de la inversión y el valor presente de los futuros ingresos netos

esperados, usando la tasa de descuento acorde al rendimiento mínimo esperado [20].

1.7 Tasa interna de retorno

Es la tasa de interés o rentabilidad que ofrece una inversión; también se define como el

valor de la tasa de descuento que hace que el VAN sea igual a cero, para un proyecto de

inversión dado. La tasa interna de retorno (TIR) nos da una medida relativa de la

rentabilidad, es decir, va a venir expresada en tanto por ciento. [21].

14

2. CÁLCULOS Y DISEÑO

2.1 Análisis de variación en cantidad y calidad del gas

El bloque 49 también llamado Campo Bermejo es operado por la multinacional Tecpetrol

desde 1999, se encarga de su exploración y operación en forma integral, realizando

operaciones técnicas, económicas y administrativas; los reservorios que actualmente se

encuentran perforados en este bloque son: Hollín Principal y Secundario, Caliza A y

Caliza B y Basal Tena. A raíz de la renegociación del contrato en 2011, la empresa se

comprometió a realizar la perforación de objetivos pre-cretácicos (una capa de mayor

profundidad a la actualmente en producción).

Además del Campo Bermejo, Tecpetrol tiene en su operación dos campos más ubicados

en la Cuenca Oriente: Libertador y Shushufindi; en el cual su participación es como

sociedad con Petroecuador.

Como primer punto se debe analizar la calidad del gas producido en los reservorios sub-

saturados “Basal Tena (BT)” y “Hollín (H)” del bloque 49, siendo BT un reservorio que

contiene y produce gas asociado de muy buenas características como son: buenas

propiedades caloríficas y con cantidades despreciables de impurezas (gases ácidos), el

inconveniente en este reservorio es su declinación (debido al cambio en el sistema de

extracción) con respecto al tiempo. Por otro lado está el reservorio Hollín que contiene y

produce gas de propiedades caloríficas pobres, debido a su alto contenido de CO2 y a su

alta variabilidad, lo que conlleva a una menor eficiencia en la combustión.

En la Figura 5 se puede observar una declinación constante a partir del 2010 de la

producción de gas y petróleo para el reservorio Basal Tena.

15

Figura 5. Declinación de la producción de gas y petróleo [22]

El GOR es la relación petróleo – gas y está dado por el caudal de gas asociado producido

por cada barril de petróleo de un pozo productor bajo condiciones de presión y

temperatura dada.

En la figura 6 se muestra la proyección del GOR con respecto a la producción acumulativa

de petróleo.

Figura 6. Proyección del GOR con respecto a la producción acumulativa de

petróleo [23]

16

El objetivo principal del tratamiento de gas es garantizar que el contenido de CO2 sea

bajo y la capacidad calorífica del gas sea alta, lo que significa que el gas tendrá alto

contenido de metano, así como mantener la capacidad de generación. Es indispensable

considerar las especificaciones de las unidades de generación ya disponibles en campo

que vienen dadas por el fabricante. (Ver requerimientos de gas combustible en el

ANEXO C).

Para el diseño de una planta de tratamiento de gas asociado se necesita conocer como ha

variado el gas tanto en calidad (contenido de CH4, H2S y CO2) como en cantidad, es decir

el comportamiento del gas en relación al tiempo.

Para determinar la calidad del gas a tratar, se analiza un historial de cromatografías

(ANEXO D. Historial de Cromatografías) de los últimos 10 años, en las cuales se

evidencia un incremento de CO2. Esto se debe a los proyectos de recuperación secundaria

que se han implementado.

Para la tabla 1. se tomó el escenario tendencial logarítmico para realizar la proyección

correspondiente, en la que se puede observar que la concentración de metano disminuye

desde aproximadamente 56%, hasta un 44%, para el período 2007-2021.

Tabla 1. Proyección del contenido de CH4 del gas de pozo

Fechas % molar

CH4

% molar

estimado CH4

Apr-07 55,78 50,71

Jul-07 47,18 50,62

Nov-07 49,09 50,51

Jan-08 52,16 50,44

May-08 56,71 50,23

Nov-08 56,49 50,05

Jan-09 50,77 50,03

May-09 51,75 49,82

17

Tabla 1. (Continuación)

Fechas % molar

CH4

% molar

estimado CH4

Jul-09 50,03 49,84

Dec-09 46,12 49,61

Mar-10 44,07 49,49

Jul-10 42,91 49,42

Mar-11 48,18 49,16

Jul-11 48,90 48,97

Sep-11 44,41 48,94

Oct-11 47,32 48,83

Feb-12 46,27 48,71

Feb-14 45,54 47,93

Aug-15 51,89 47,32

Apr-16 54,04 47,05

Jul-17 46,51

Mar-18 46,31

Oct-18 46,02

Jun-19 45,81

Jan-20 45,63

Sep-20 45,33

May-21 45,11

Dec-21 44,81

En la figura 7. se muestra la regresión que se utilizó para predecir los datos desde el año

2017 hasta el 2021, dado que el valor de R2 es bajo y que el contrato de la petrolera con

el estado es hasta el 2021, los valores de predicción no se extrapolaron más allá de 5 años.

18

Figura 7. Variación del contenido de CH4

Para la tabla 2. se tomó la proyección tendencial logarítmica en la que se puede observar

que la concentración de dióxido de carbono aumenta desde aproximadamente 22%, hasta

un 40%, para el período 2007-2021.

Tabla 2. Proyección del contenido de CO2 del gas de pozo

Fechas % molar

CO2

% molar

estimado CO2

Apr-07 22,16 22,17

Jul-07 23,44 22,55

Nov-07 29,23 22,98

Jan-08 29,18 23,20

May-08 33,99 23,69

Nov-08 33,61 24,35

Jan-09 34,21 24,57

May-09 26,24 24,98

Jul-09 28,87 25,17

Dec-09 33,70 25,68

Mar-10 34,78 26,04

Jul-10 36,80 26,46

Mar-11 34,45 27,38

y = -45.81ln(x) + 535.21R² = 0.567

0

10

20

30

40

50

60

70

Oct-06 Feb-08 Jul-09 Nov-10 Apr-12 Aug-13 Dec-14 May-16 Sep-17

% m

ola

r C

H4

Fechas

Regresión CH4 Gas de Pozo

19


Fechas % molar

CO2

% molar

estimado CO2

Jul-11 32,71 27,84

Sep-11 32,08 28,05

Oct-11 34,93 28,15

Feb-12 35,91 28,52

Feb-14 38,85 31,14

Aug-15 37,07 33,01

Apr-16 34,72 33,80

Jul-17 35,36

Mar-18 36,13

Oct-18 36,90

Jun-19 37,66

Jan-20 38,42

Sep-20 39,18

May-21 39,93

Dec-21 40,68

En la figura 8. se muestra la regresión que se utilizó para predecir los datos desde el año

2017 hasta el 2021, mostrados en la tabla anterior.

Figura 8. Variación del contenido de CO2

y = 144.06ln(x) - 1495.4R² = 0.5262

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Oct-06 Feb-08 Jul-09 Nov-10 Apr-12 Aug-13 Dec-14 May-16 Sep-17

% m

ola

r C

O2

Fechas

Regresión CO2 Gas de Pozo

20

2.1 Diseño del sistema de endulzamiento de gas asociado

Para el presente trabajo se analizará el endulzamiento (reducción de CO2) con 2

alternativas: Endulzamiento de gas en una torre de absorción con aminas y mediante

permeación con membranas.

Como se mencionó, se unirán los caudales de gas de dos pozos productores del reservorio

Basal Tena de acuerdo a los requerimientos de Tecpetrol, para poder determinar las

condiciones de operación de los dos caudales se debe realizar un promedio logarítmico

pues los mismos se encuentran a diferentes presiones y temperaturas, estas son

condiciones propias del gas a la salida de estos pozos, con este cálculo se puede

determinar las condiciones de diseño de la plantas de remoción de CO2, como se muestra

a continuación:

Las condiciones de operación sacados del Test Well Tecpetrol 2016 son las siguientes:

𝑄1 = 600 𝑀𝑆𝐶𝐹𝐷 𝑃1 = 100 𝑝𝑠𝑖𝑔 𝑇1 = 83 °𝐹

𝑄2 = 300 𝑀𝑆𝐶𝐹𝐷 𝑃2 = 80 𝑝𝑠𝑖𝑔 𝑇2 = 87 °𝐹

𝑃𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 =𝑃2−𝑃1

ln(𝑃2

𝑃1) (1)

𝑃𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 =80 − 100

ln (80

100)= 89,76 [𝑝𝑠𝑖]

𝑇𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 =𝑇2−𝑇1

ln(𝑇2

𝑇1) (2)

𝑇𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 =87 − 83

ln (8783)

= 84,98 [°𝐹] ≈ 544,7 [°𝑅]

𝑄𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝑄1 + 𝑄2 (3)

𝑄𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 600 + 300 = 900 [𝑀𝑆𝐶𝐹𝐷]

21

2.2.1 Cuantificación de componentes presentes en el gas a tratar. La composición

del gas de los pozos analizados proviene del reservorio Basal Tena y como paso inicial

se ha propuesto realizar una mezcla de los gases provenientes de 1 pozo con bajo caudal

y bajo contenido de CO2 con un gas proveniente de un pozo con alto caudal de gas y alto

contenido de contaminantes, a esta mezcla se la llevara al tratamiento adecuado, cabe

recalcar que la presión de los gases antes mencionados se establecerán en el separador;

las condiciones de operación son: T= 544,7 °R y P=90 psi.

La fracción molar de cada uno de los componentes de la mezcla se obtuvo de las últimas

cromatografías realizadas en el año 2016 en el laboratorio de análisis instrumental de la

Escuela Politécnica Nacional Anexo E.

2.2.2 Cálculo de la fracción volumétrica. Se aplica la ley de Amagat o de los

volúmenes aditivos en la que se aplica que:

𝑥𝑖 =𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙

𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (4)

Al tratarse de una mezcla gaseosa la fracción volumétrica es igual a la fracción molar.

Fracción molar BN-08

𝑥𝑖 = 0.67

Fracción molar BN-06

𝑥𝑖 = 0.33

Tabla 3. Composición molar de la mezcla

Gas

Fracción

molar

BN-08

%moles % en la

mezcla

Fracción

molar

BN-06

%moles % en la

mezcla

Composición

molar de la

mezcla

N2

0.67

1.42 0.95

0.33

5.69 1.88 0.028

CH4 54.04 36.21 42.68 14.08 0.503

CO2 34.72 23.26 43.07 14.21 0.375

C2H6 4.56 3.06 3.02 1.00 0.041

H20 0.7 0.47 0 0.00 0.005

22


C3H8

2.99 2.00

2.69 0.89 0.029

i-C4H10 0.28 0.19 0.36 0.12 0.003

n-C4H10 0.79 0.53 0.88 0.29 0.008

i-C5H12 0.23 0.15 0.32 0.11 0.003

n-C5H12 0.27 0.18 0.47 0.16 0.003

i-C6H14 0.001 0.00 0.82 0.27 0.003

i-C7H16 0 0.00 0.00 0.000

Total 100 100 1.000

2.2.3 Cálculo del peso molecular de la mezcla:

𝑀𝑊𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 = Ʃ𝑥𝑖 ∗ 𝑀𝑊𝑖 (5)

Donde:

xi= fracción molar del componente (i).

MWi= Peso molecular del componente (i).

2.2.4 Cálculo de la densidad de la mezcla gaseosa. Para calcular la densidad de un

gas real, se necesita conocer el factor de compresibilidad, para lo cual se aplica la regla

de Kay la cual consiste en tratar la mezcla de gases reales como una sustancia pseudopura,

es decir, una sustancia que aunque no es pura, puede tratarse como tal con ciertas

condiciones; de esta forma, para cada mezcla pueden definirse unas propiedades críticas

(llamadas propiedades pseudocríticas) a partir de las propiedades críticas de los

componentes. [24]

Como el gas es asociado y contiene contaminantes (CO2 y H2S), se debe utilizar la

corrección de Wichert y Aziz (factor de ajuste) para calcular la presión y temperatura

pseudo críticas. [25]

Factor de ajuste

Ɛ = 120[(𝑥CO2 + 𝑥H2S)0,9 − (𝑥CO2 + 𝑥H2S)1,6] + 15[(𝑥H2S)0,5−(𝑥H2S)0,4] (6)

23

Dónde:

Ɛ = factor de ajuste,°R.

𝑥CO2 =fracción molar de CO2

𝑥H2S =fracción molar de H2S

En los datos cromatográficos se evidencia que el gas no contiene H2S; despejando de la

ecuación (3) se obtiene:

Ɛ = 120[(0,40 + 0)0,9 − (0,40 + 0)1,6] + 15[(0)0,5−(0)0,4]

Ɛ = 25,02 [°𝑅]

Tabla 4. Variables pseudocríticas

Gas

Fracción

molar

(xi)

PMi

(lb/lb-mol)

PM

mezcla

(lb/lb-mol)

Tci

(°R)

Pci

(psi)

Tsc

(°R)

Psc

(psi)

N2 0.028 28.0 0.8 227.2 492.8 6.36 13.8

CH4 0.503 16.0 8.1 343 667 172.19 334.8

CO2 0.375 44.0 16.5 547.4 1069.5 205.28 401.1

C2H6 0.041 30.1 1.2 549.6 707.8 21.98 28.3

H20 0.005 18.0 0.1 1165.4 3200.1 5.83 16.0

C3H8 0.029 44.1 1.3 665.7 616.3 19.31 17.9

i-C4H10 0.003 58.1 0.2 734.1 527.9 2.20 1.6

n-C4H10 0.008 58.1 0.5 765.3 551 6.12 4.4

i-C5H12 0.003 72.2 0.2 828.8 490.4 2.49 1.5

n-C5H12 0.003 72.2 0.2 845.5 488.7 2.54 1.5

i-C6H14 0.003 86.2 0.3 911.46 439.5 2.73 1.3

i-C7H16 0.000 100.2 0.0 972.36 397.4 0.00 0.0

Total 1.00 29.3 447.0 822.1

Temperatura seudo Crítica:

𝑇′𝑠𝑐𝑀 = Ʃ𝑥𝑖 ∗ 𝑇𝑐𝑖 − Ɛ (7)

24

Dónde:

𝑇𝑐𝑖= Temperatura crítica del componente i. °R. (Propiedades físicas de los gases Anexo

F)

𝑇′𝑠𝑐𝑀= Temperatura pseudo crítica corregida por CO2 y H2S.

𝑇′𝑠𝑐𝑀 = (447 − 25,02) °𝑅

𝑇′𝑠𝑐𝑀 = 421,98 [°𝑅]

Presión pseudo crítica:

𝑃′𝑠𝑐𝑀 =Ʃ𝑥𝑖∗𝑃𝑐𝑖∗𝑇′𝑠𝑐𝑀

𝑥𝑖∗𝑇𝑐𝑖+[𝑥𝐻2𝑆∗(1−𝑥𝐻2𝑆)∗Ɛ] (8)

Dónde:

Pci= Presión critica de los componentes i,

𝑃′𝑠𝑐𝑀= Presión pseudo crítica corregida por CO2 y H2S

𝑃′𝑠𝑐𝑀 =822,1 ∗ 421,98

447 + [0 ∗ (1 − 0) ∗ 25,02]

𝑃′𝑠𝑐𝑀 = 776,08 [𝑝𝑠𝑖]

Una vez obtenidos los valores de las variables pseudo críticas, se determina el valor de

las variables reducidas con la siguiente ecuación:

Temperatura pseudoreducida

𝑇𝑟 =𝑇𝑇

𝑇𝑆𝐶 (9)

Dónde:

𝑇𝑟 = Temperatura reducida

𝑇𝑇 = Temperatura estándar

𝑇𝑆𝐶 = Temperatura pseudo reducida

25

𝑇𝑟 =536,67

421,98

𝑇𝑟 = 1,27

Presión pseudoreducida

𝑃𝑟 =𝑃𝑇

𝑃𝑆𝐶 (10)

Dónde:

𝑃𝑟 = Presión reducida

𝑃𝑇 = Presión estándar

𝑃𝑆𝐶 = Presión pseudo reducida

𝑃𝑟 =14,7

776,08

𝑃𝑟 = 0,018

De la gráfica de Standing y Katz (Ver Anexo G) se determina el valor del factor de

compresibilidad z.

𝑧 = 0,991

Con el valor de corrección z, se calcula la densidad de la mezcla gaseosa con la siguiente

ecuación:

𝜌 =𝑃∗𝑃𝑀

𝑧𝑅𝑇 (11)

𝜌 =104,7 ∗ 29,3

0,991 ∗ 10,73 ∗ 544,7

𝜌 = 0,53 [𝑙𝑏/𝑝𝑖𝑒3]

Dónde:

𝑃=Presión de operación del gas [psi]

𝑃𝑀 = Peso molecular del gas [lb/lb-mol]

𝑅 = constante de los gases [psi][ pie3]/[lb-mol][°R.]

𝑧 = factor de compresibilidad del gas corregido por CO2

𝑇 = Temperatura de operación del gas, [°R].

26

2.2.4.1 Cálculo del caudal másico de la mezcla gaseosa. El caudal másico y la cantidad

de CO2 presente en el gas de entrada se calcula con la densidad del gas previamente

calculada.

𝑄𝑀𝑇 = 𝑄𝑉𝑇 ∗ 𝜌 (12)

Dónde:

𝑄𝑀𝑇 = Caudal másico total

𝑄𝑉𝑇 = Caudal volumétrico total

𝑄𝑀𝑇 = 900.000 𝑝𝑖𝑒3/𝑑í𝑎 ∗ 0,53 𝑝𝑖𝑒3/𝑑í𝑎

𝑄𝑀𝑇 = 477.000 [𝑙𝑏/𝑑í𝑎]

Cantidad de CO2 presente en el gas de entrada

𝑄𝑀𝐶𝑂2= 𝑄𝑀𝑇 ∗ 𝑥𝐶𝑂2

(13)

𝑄𝑀𝐶𝑂2= 477.000 [𝑙𝑏 𝑔𝑎𝑠/𝑑í𝑎] ∗ 0,40 [𝑙𝑏 𝐶𝑂2/𝑙𝑏 𝑔𝑎𝑠]

𝑄𝑀𝐶𝑂2= 190.800 [𝑙𝑏 𝐶𝑂2/𝑑í𝑎]

2.2.5 Dimensionamiento de la torre de absorción. El solvente utilizado será DEA

(Dietanolamina) una amina secundaria que se utilizará en solución al 27% en peso, puesto

que cumple con las características necesarias de remoción de CO2 y además en un rango

del 25 al 30% en peso evita problemas de corrosión.

La absorción de la DEA es alrededor de 0,33 moles de gas acido por mol de DEA(3,8-5,0

pies³ de gas acido / galón de amina).

Para estimar la razón de recirculación de la amina utilizaremos la ecuación de Jones &

Pearce, detallada a continuación:

𝐺𝑃𝑀 = 45 ∗𝑄∗𝑦

𝑥 (14)

Dónde:

𝐺𝑃𝑀 = Galones por minuto de DEA

𝑄 = Caudal del gas ácido a ser tratado [MMSCFD]

27

𝑦 = Concentración total de CO2 y H2S en la corriente de gas [% molar].

𝑥 = Concentración de la solución de la amina [% peso]

𝐺𝑃𝑀 = 45 ∗0,90 ∗ 0,40

0,27

𝐺𝑃𝑀 = 60 [𝑔𝑎𝑙/𝑚𝑖𝑛] 𝑑𝑒 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝐷𝐸𝐴 𝑎𝑙 27%.

2.2.5.1 Balance de Masa. El objetivo del diseño es reducir el % molar de CO2 desde el

40% hasta el 14% que es la condición de funcionamiento del generador.

Los datos de equilibrio DEA-CO2 fueron obtenidos de la gráfica del ANEXO H

(Equilibrio DEA-CO2)

Tabla 5. Condiciones de entrada proceso con DEA

Variable Valor

Caudal de gas [MSCFD] 900

Temperatura [°F] 85

Presión [psi] 90

Peso Molecular CO2 [lb/lb-mol] 44

Peso Molecular DEA [lb/lb-mol] 105.14

y1 [%molar CO2 en el gas de entrada] 0.4

y2 [%molar CO2 en el gas de salida] 0.14

x2 [%molar CO2 en el líquido de

entrada]

0

Peso molecular del gas [lb/lb-mol] 29.3

Densidad gas [lb/pie3] 0.53

Densidad del líquido [lb/pie3] 62.21

Viscosidad DEA [cP] 380

28

Recta mínima de operación

a) Calculo de los cocientes molares

𝑋𝑖 =𝑥𝑖

1−𝑥𝑖 (15)

𝑌𝑖 =𝑦𝑖

1−𝑦𝑖 (16)

Dónde:

𝑋𝑖 =Cociente molar en la fase liquida

𝑌𝑖 =Cociente molar en la fase gas

𝑥𝑖 = Fracción molar en la fase liquida

𝑦𝑖 =Fracción molar en la fase gas

Tabla 6. Cocientes molares

Cocientes

molares

Fracciones

molares

Fondo Y1 0.67 y1 0.4

Cabeza Y2 0.16 y2 0.14

Fondo X1 0.71 x1 0.42

Cabeza X2 0 x2 0

Figura 9. Curva de equilibrio, recta mínima y recta de operación

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

Frac

ció

n M

ola

r Fa

se G

as, y

Fracción Molar Fase Líquida, x

Curva De Equilibrio DEA-CO2

Equilibrio Recta Mínima Recta Operación

29

b) Cálculo de la recta mínima

𝑚(𝑚𝑖𝑛) =𝑦1−𝑦2

𝑥1−𝑥2 = (

𝐿

𝐺)𝑚𝑖𝑛 (17)

Dónde:

L = Solvente [Lb-mol/h]

G =Gas [Lb-mol/h]

(𝐿

𝐺) 𝑚𝑖𝑛 = 0.62

c) Cálculo de la recta de operación:

(𝐿′

𝐺′) 𝑜𝑝𝑒 = 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑐𝑖ó𝑛 ∗ ( 𝐿′

𝐺′)𝑚𝑖𝑛 (18)

El factor de corrección va desde 1,20 hasta 1,30 para este caso será: 1.25

(𝐿′

𝐺′) 𝑜𝑝𝑒 = 0.78

d) Cálculo de la concentración de la salida del líquido

𝑥1 =𝑦2−𝑦1

(𝐿

𝐺)𝑜𝑝𝑒

(19)

𝑥1 = 0.28

e) Calculo del flujo de solvente puro (solución de DEA)

𝐿′ = (𝐿

𝐺)

𝑂𝑝𝑒∗ ′𝐺 (20)

Donde

′𝐺 = Flujo másico [lb/h]

𝐿′ = 15810,46 [𝑙𝑏/ℎ]

30

f) Flujos y propiedades de los fluidos que intervienen en la torre de absorción

Tabla 7. Flujo y propiedades del gas que ingresa al proceso

Tabla 8. Flujo y propiedades del gas que sale del proceso

Tabla 9. Flujos y propiedades del líquido que ingresa al proceso

Variable / Propiedad Unidades Valor

Concentración molar de CO2, x2 0

Concentración molar DEA 0,21

Flujo volumétrico [ft3/h] 254,16

Peso molecular L2 [lb/lb-

mol]

36,30

Densidad L2 [lb/ft3] 62,21

Flujo másico L2 [lb/h] 15.810,46


Concentración molar de CO2, y1 0,40

Cociente molar Y1 0,67

Flujo volumétrico [ft3/h] 37.500

Peso molecular G1 [lb/lb-mol] 29,30

Densidad G1 [lb/ft3] 0,53

Flujo másico G1 [lb/h] 20.250


Concentración molar de CO2, y2 0,14

Cociente Molar, Y2 0,16

Flujo Volumétrico [ft3/h] 26.162,79

Peso Molecular G2 [lb/lb-

mol]

37,38

Densidad G2 [lb/ft3] 0,54

Flujo Másico G2 [lb/h] 14.127,91

31

Tabla 10. Flujos y propiedades del líquido que sale del proceso


Concentración Molar de CO2, x1 0,28

Flujo Volumétrico [ft3/h] 353,68

Peso Molecular L1 [lb/lb-

mol]

36,30

Densidad L1 [lb/ft3] 62,01

Flujo Másico L1 [lb/h] 21.931,68

g) Cálculo de la abscisa del diagrama del área de inundación

𝑥 =𝐿´

𝐺´∗ (

𝜌𝐺

𝜌𝐿) 1/2 (21)

Dónde

𝜌𝐺 = Densidad del gas

𝜌𝐿=Densidad del líquido

𝑥 = 0,073

De la carta de inundación (Anexo J) se determina la ordenada y= 0,18

h) Tipo de relleno a utilizarse

Tabla 11. Características Anillos de Pall

i) Determinar el Gv de inundación

(𝐺𝑣

3600)2 ∗

𝑎

𝜉3∗

𝜇𝐿0.2

𝑝𝐿∗𝑝𝐺∗𝑔= y (22)

Dónde:

𝐺𝑣=Flujo por unidad de área

𝑔=Aceleración de la gravedad

D 0.17 [ft]

A 31 [ft2 /ft3]

ξ3 0.96 [ft3/ft2]

32

𝜇𝐿= Viscosidad del líquido

𝜉 = Porosidad del relleno

𝑎 = Área interfacial

𝐺𝑣 = 15317,76 [𝑙𝑏]/[ℎ][𝑓𝑡2]

j) Cálculo del área de inundación

𝐴𝑖𝑛𝑢𝑛𝑑𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =𝐺´

𝐺𝑣 (23)

𝐴𝑖𝑛𝑢𝑛𝑑𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 1,32 [𝑓𝑡2]

k) Cálculo del área de operación

𝐴𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 2 ∗ 𝐴𝑖𝑛𝑢𝑛𝑑𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (24)

𝐴𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 2,64 [𝑓𝑡2]

l) Cálculo del diámetro de la torre

𝐷 =4∗𝐴𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝛱 (25)

𝐷 = 3,37 [𝑓𝑡]

m) Cálculo de la altura de la torre

𝑍 = 𝐻𝑂𝐺 ∗ 𝑁𝑂𝐺 (26)

Dónde:

𝑍 = Altura de la torre [ft]

𝑁𝑂𝐺 = Número de unidades de transferencia

𝐻𝑂𝐺 = Altura de la unidad de transferencia

n) Cálculo del HOG

𝐻𝑂𝐺 =Ḡ𝑣

𝐾𝐺 𝑎 (27)

33

Dónde:

Ḡ𝑣 = Flujo promedio de gas en la torre [lb-mol]/[h][ft2]

𝐾𝐺 = Coeficiente total de transporte de masa de la fase gas [lb-mol]/[h][ft2]

𝑎= Área interfacial del relleno [ft2/ ft3]

El cálculo del coeficiente total de transferencia de masa KG se lo realiza mediante la

correlaciones de “Chilton y Colburn”, pero dado que este sistema dispone de muy poca

información acerca de ciertas variables requeridas para estos cálculos, se recurre a

ecuaciones empíricas que han sido determinadas en anteriores investigaciones. Como

es el caso de la ecuación determinada por Norman WS[26].

𝐾𝐺 ∗ 𝑎 =0.56

𝜇0.68 ∗ (1 + 5.7 ∗ (0.5 − 𝐶) ∗ 𝐷0.0067𝑡−3.4𝑝) (28)

Dónde:

𝐾𝐺= Coeficiente total de transporte de la fase gas [lb-mol]/[h][ft2][atm]

𝑎= Área específica del relleno [ft2]/[ft3]

𝜇 = Viscosidad de la amina [cP]

𝐶 = Concentración CO2 en el líquido [moles]/[moles DEA]

𝐷 = Dietanolamina (DEA) concentración en el líquido [gmoles/litro].

𝑡 = Temperatura [°F]

𝑝 = Presión parcial de CO2 [atm]

𝐾𝐺 ∗ 𝑎 = 1277,67 [𝑙𝑏 − 𝑚𝑜𝑙]/[ℎ ][𝑓𝑡3][ 𝑎𝑡𝑚]

Entonces:

𝐻𝑂𝐺 = 11,99 [𝑓𝑡]

34

o) Cálculo del NOG

Tabla 12. Cálculo del NOG

Entonces:

𝑍 = 38,76 [𝑓𝑡]

X y* y 1/(1-y)(y-

y*)

Integral

0 0.00 0.14 8.21

0.02 0.08 0.16 15.44 0.18

0.04 0.12 0.17 23.57 0.30

0.06 0.15 0.19 37.51 0.48

0.08 0.17 0.20 37.82 0.59

0.1 0.17 0.22 25.92 0.50

0.12 0.16 0.23 16.65 0.33

0.14 0.13 0.25 11.36 0.22

0.16 0.10 0.26 8.34 0.15

0.18 0.07 0.28 6.53 0.12

0.2 0.03 0.30 5.39 0.09

0.22 0.00 0.31 4.66 0.08

0.24 -0.03 0.33 4.18 0.07

0.26 -0.05 0.34 3.89 0.06

0.28 -0.06 0.36 3.75 0.06

0.3 -0.05 0.37 3.74 0.06

0.32 -0.03 0.39 3.89 0.06

0.34 0.01 0.41 4.26 0.06

0.36 0.07 0.42 4.99 0.07

0.38 0.17 0.44 6.54 0.09

0.4 0.28 0.45 10.85 0.14

0.41 0.36 0.46 17.67 0.11

NOG 3.23

35

La columna a diseñarse es una columna empacada o de rellenos, pues este tipo de

columnas se usan para el contacto continuo a contracorriente de un gas y un líquido en

la absorción; el gas entra en el espacio de distribución que está debajo de la sección

empacada y se va elevando a través de las aberturas del relleno, así se pone en contacto

con el líquido descendente que fluye a través de las mismas aberturas. El empaque

proporciona una extensa área de contacto íntimo entre el gas y el líquido.

Según el diámetro de la columna los rellenos recomendables para una torre de

absorción son anillos de Pall. (Anexo K)

2.2.6 Dimensionamiento de los equipos de regeneración. La amina que sale de la

torre de absorción sale contaminada con CO2, por lo que es necesario que pase por un

proceso de regeneración, para lo que cual se necesita varios equipos que se muestran a

continuación.

Para determinar los requerimientos de intercambio de calor utilizamos la tabla 13:

Tabla 13. Fórmulas Requerimientos de Intercambio de Calor [27]

Equipo Requerimiento

BTU/h

Área, 𝐟𝐭𝟐

Rehervidor 72000 * GPM 11.3* GPM

Intercambiador

amina rica / amina

pobre

45000 *GPM 11.25 * GPM

Enfriador de la amina 15000 * GPM 10.20 * GPM

Condensador de reflujo 30000 * GPM 5.20 GPM

2.2.6.1 Rehervidor.

Tabla 14. Resultados Requerimientos de Intercambio de Calor Rehervidor

Requerimiento, hp 1698

Área, ft 2 678

36

2.2.6.2 Intercambiador Amina Rica/ Amina Pobre

Tabla 15. Resultados Requerimientos de Intercambio de Calor del Intercambiador

Amina Rica/ Amina Pobre

Requerimiento, hp 𝟏𝟎𝟔𝟏

Área, ft2 675

2.2.6.3 Enfriador

Tabla 16.Resultados Requerimientos de Intercambio de Calor Enfriador

Requerimiento, hp 𝟑𝟓𝟑

Área, ft2 612

2.2.6.4 Condensador de Reflujo

Tabla 17. Resultados Requerimientos de Intercambio de Calor Condensador de

Reflujo

Requerimiento, hp 𝟕𝟎𝟕

Área, ft2 312

Para determinar los requerimientos de potencia utilizamos la tabla 18:

Tabla 18. Fórmulas Requerimientos de Potencia [28]

Bomba principal, hp GPM * psig* 0.00065

Booster de la amina, hp GPM * 0.06

2.2.6.5 Bomba principal

𝑃𝑢𝑚𝑝 𝐻𝑃 = GPM ∗ psig ∗ 0.00065 (29)

𝑃𝑢𝑚𝑝 = 3.5 hp

37

2.2.6.6 Booster de la amina

Booster de la amina 𝐻𝑃 = GPM ∗ 0.06 (30)

Booster de la amina = 3.6 hp

Para determinar los tamaños de los recipientes utilizados en la planta utilizaremos la

siguiente tabla:

Tabla 19. Tamaños de los recipientes de la planta DEA [29]

GPM

de

solución

Torre de

regeneración

Tanque de

suministro

Acumulador de

reflujo

Flash tank

Diámetro

(in)

Diámetro

(in)

Longitud

(in)

Diámetro

(in)

Longitud

(in)

Diámetro

(in)

Longitud

(in)

10 16 24 72 24 36 24 72

25 28 42 96 42 48 42 96

50 40 48 144 48 96 48 144

100 52 60 192 60 96 60 192

200 60 84 288 84 96 84 288

300 72 84 384 84 96 84 384

400 84 96 384 96 96 96 384

500 96 96 384 96 96 96 384

600 108 108 384 108 96 108 384

Dado que la tasa de recirculación de la DEA es de 60 gpm, es necesario interpolar los

valores de la tabla 14 para determinar el tamaño de los equipos de regeneración:

𝑦 = 𝑦1 +𝑥−𝑥1

𝑥2−𝑥1∗ 𝑦2−𝑦1 (31)

2.2.6.7 Diámetro del regenerador:

𝑦 = 30 +60−50

100−50∗ 58 − 30 = 42,4 𝑖𝑛 ≈ 3,53 [𝑓𝑡]

La altura del regenerador equivale al 10 % más de la altura de la torre absorbedora

entonces:

38

𝐿𝑅𝑒𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 = 𝐿𝐴𝑏𝑠𝑜𝑟𝑏𝑒𝑑𝑜𝑟 ∗ 1,10 (32)

𝐿𝑅𝑒𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 = 38,76 ∗ 1,10 = 42,64 [𝑓𝑡]

2.2.6.8 Dimensiones tanque de suministro:

Diámetro: 4,30 [ft]

Altura: 12,8 [ft]

Dimensiones acumulador de reflujo:

Diámetro: 3,3 [ft]

Altura: 8,05 [ft]

2.2.6.9 Dimensiones flash tank:

Diámetro: 4,27 [ft]

Altura: 12,8 [ft]

2.2.7 Determinación del Calor Requerido para eliminar el CO2. Se utiliza como

referencia el calor de reacción del CO2 con la DEA (∆H𝐶𝑂2= 680 BTU/lb)

𝑄𝐶𝑂2 = 𝑃𝑀𝑀𝐸𝐴 ∗ 𝑄𝐺𝑎𝑠 ∗ ∆H𝐶𝑂2 ∗ 𝑦𝐶𝑂2 ∗ 𝑃𝑀𝐶𝑂2 (33)

Dónde:

QCO2 = Calor requerido para eliminar el CO2 [BTU]/[h]

PMDEA = Peso Molecular DEA

QGas = Caudal de gas (MSCFD)

∆HCO2 = Entalpía de reacción CO2 y DEA [BTU]/[lb]

yCO2 = Concentración de CO2 en el gas

PMCO2 = Peso molecular CO2

𝑄𝐶𝑂2 = 105.14 ∗ 0.9 ∗ 680 ∗ 0.4 ∗ 44

𝑄𝐶𝑂2 = 11.4 ∗ 105 [𝐵𝑇𝑈]/[ℎ]

39

2.2.8 Diseño de un sistema de endulzamiento de gas asociado con membranas. Se

diseñara la membrana de acuerdo al rango de operación establecido por las unidades

electrógenas disponibles en campo, tomando en cuenta que el gas debe pasar por un pre-

tratamiento de compresión, ya que la membrana tendrá una mayor eficiencia y mejorará

su funcionamiento .

2.2.8.1 Pre-Tratamiento. Para que la membrana tenga un buen funcionamiento es

necesario que el gas entre a la misma a altas presiones y sin presencia de líquidos, del

histórico cromatográfico podemos deducir que no hay presencia de agua, por lo que no

es necesario una unidad deshidratadora, pero si un compresor que eleve la presión.

Tabla 20. Condiciones de entrada al compresor

Característica Valor

Capacidad 900 [MSCFD]

Presión de Succión (P1) 90 [psi]

Presión de Descarga (P2) 750 [psi]

Temperatura de Succión 85 [°F]

Se corrige la presión a presión manométrica

𝑃1 = 𝑃𝑠 + 14,7 (34)

Donde:

P1= Presión de succión corregida

Ps= Presión de succión

𝑃1 = 104,7 [𝑃𝑆𝐼]

𝑃2 = 764,7 [𝑃𝑆𝐼]

a. Cálculo de la relación de compresión:

𝑅𝑐 =𝑃2

𝑃1 (35)

Donde:

Rc= Relación de compresión

40

𝑅𝑐 =764,7

104,7= 7,30

La relación de compresión debe mantenerse por debajo de 4, puesto que al ser mayor

la temperatura de descarga sería muy elevada produciendo fallas en el sistema de

refrigeración del compresor; dado que la relación de compresión encontrada es mayor

a 4 se necesitara un compresor de 2 etapas.

La fórmula para encontrar la relación de compresión en un compresor de más de una

etapa es la siguiente:

𝑅𝑐 = √𝑃2

𝑃1

𝑛 (36)

Dónde n es el número de etapas, por tanto n=2

𝑅 = √764,7

104,7

2

= 2,70

b. Cálculo de la constante k del gas

𝑘 =𝐶𝑝

(𝐶𝑝−1,986) (37)

Dónde:

Cp= Capacidad calorífica del gas [BTU/lb-mol °R]

1,986 = Constante de los gases [BTU/lb-mol °R]

Para calcular la capacidad calorífica de una mezcla gaseosa es necesario conocer la

composición de la mezcla y también la capacidad calorífica de cada uno de sus

componentes; se utiliza la siguiente fórmula:

𝐶𝑝 = ∑ 𝑥𝑖 ∗ 𝐶𝑝𝑖𝑛𝑖=1 (38)

41

Tabla 21. Capacidad calorífica del gas de entrada

Gas Fracción

molar

xi

Cpi

[BTU/lb-mol

°R]

xi * Cpi

[BTU/lb-mol

°R]

N2 0,028 6,96 0,198

CH4 0,502 8,55 4,293

CO2 0,375 8,894 3,335

C2H6 0,040 12,648 0,512

H20 0,005 1,00 0,005

C3H8 0,029 17,66 0,510

i-C4H10 0,003 23,25 0,071

n-C4H10 0,008 23,4 0,192

i-C5H12 0,003 28,6 0,074

n-C5H12 0,003 28,87 0,097

i-C6H14 0,003 34,37 0,096

i-C7H16 0,000 40,27 0,000

Total 1,000 9,384

𝑘 =9,384

(9,384 − 1,986)= 1,268

c. Cálculo de la potencia del compresor:

Primera etapa:

Para encontrar la potencia es necesario encontrar la presión de descarga para esta etapa,

con la siguiente fórmula:

𝑃𝑑1 = 𝑅𝑐 ∗ 𝑃1 (39)

Dónde:

Pd1= Presión de descarga primera etapa.

𝑃𝑑1 = 2,70 ∗ 104,7 = 282,96 [𝑝𝑠𝑖]

42

Fórmula de la potencia para cualquier etapa [30]

𝐵𝐻𝑃

𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎= 3.03 ∗ 𝑧 ∗ (

𝑄∗𝑇

𝑒) ∗ (

𝑘

𝑘−1) ∗ (

𝑃𝑙

𝑇𝑙) ∗ ((

𝑃𝑑

𝑃𝑠)

𝑘−1

𝑘− 1) (40)

Dónde:

z = Factor de compresibilidad

Q = Tasa de flujo del gas

T= Temperatura de succión

e = Constante de eficiencia del compresor

k = Constante k del gas

Pl = Presión estándar

Tl = Temperatura estándar

Pd = Presión de descarga de cada etapa

Ps = Presión de succión de cada etapa

Para la constante de eficiencia del compresor se puede tomar dos valores, 0.82 para

compresores de alta velocidad y 0.85 para dispositivos de compresión de velocidad

baja. Para este proyecto se tomó el primer valor: 0,82; porque tomaremos el escenario

más pesimista.

Tabla 22. Datos para el cálculo de la potencia de la primera etapa del compresor

Z Q

[MMSCFD]

Ts

[°R] e k

Pl

[psi]

Tl

[°R]

Pd

[psi]

Ps

[psi]

0,98 0,90 545 0,82 1,27 14,7 536,67 282,96 104,7

Potencia 1 etapa:

𝐵𝐻𝑃1 = 53,56 [ℎ𝑝]

Temperatura de descarga primera etapa:

𝑇2 = 𝑇1 ∗ 𝑅𝑐𝑘−1

𝑘 (41)

𝑇2 = 545 ∗ 2,70 1,.268−1

1.268

𝑇2 = 672.62 [°𝑅]

43

Segunda etapa:

La presión de descarga de la segunda etapa corresponde a la presión a la cual

necesitamos el gas para ingresar a la membrana pues como se había mencionado es

recomendable que ingrese a altas presiones en este caso 750 PSI.

Tabla 23. Datos para el cálculo de la potencia de la segunda etapa del compresor

Z Q

[MMSCFD]

Ts

[°R] E K

Pl

[psi]

Tl

[°R]

Pd

[psi]

Ps

[psi]

0,98 0,90 545 0,82 1,268 14,7 536,67 764.7 282.96

𝐵𝐻𝑃2 = 62.58 [ℎ𝑝]

La potencia total del compresor es igual a la suma de potencia de las 2 etapas:

𝐵𝐻𝑃𝑇 = 𝐵𝐻𝑃1 + 𝐵𝐻𝑃2 (42)

𝐵𝐻𝑃𝑇 = 53,56 + 62,58 = 116.14 [ℎ𝑝]

d. Cálculo del trabajo de compresión:

𝑊 = ℎ2 − ℎ1 (43)

Donde:

W= Trabajo

h2= Entalpia en el punto 2.

h1= Entalpia en el punto 1.

Dado que se trata de un gas real y que la entalpía es una función de estado y no de

camino, se aplicará la siguiente ecuación [31]

ℎ2 − ℎ1 = (ℎ2 − ℎ2´) + (ℎ2´ − ℎ1´) + (ℎ1´ − ℎ1) (44)

Se utilizará el factor de desviación de entalpía:

𝑍ℎ =ℎ′−ℎ

𝑅𝑇𝑐𝑟 (45)

Entonces:

ℎ2 − ℎ1 = (ℎ2 − ℎ1)𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 − 𝑅𝑇𝑐𝑟(𝑍ℎ2 − 𝑍ℎ1) (46)

44

(ℎ2 − ℎ1)𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 = 𝐶𝑝∆𝑇 (47)

(ℎ2 − ℎ1)𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 = 1197,67 [𝐵𝑇𝑈/𝑙𝑏 − 𝑚𝑜𝑙]

De la carta de desviación de entalpía (ANEXO L):

𝑍ℎ1 = 0,17

𝑍ℎ2 = 0,42

Entonces:

𝑊 = ℎ2 − ℎ1 = 988,20 [𝐵𝑇𝑈/𝑙𝑏 − 𝑚𝑜𝑙]

𝑊 = 988,20𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙∗ 14250

𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙

ℎ

𝑊 = 1,41 ∗ 107[𝐵𝑇𝑈/ℎ]

Como medida de prevención a los cambios bruscos de temperatura, se adicionará un

separador luego del compresor para evitar la presencia de condensados que

disminuyan el funcionamiento de la membrana.

2.2.8.2 Dimensionamiento de la membrana

Para el dimensionamiento de la membrana tenemos las siguientes condiciones de entrada:

Tabla 24. Condiciones de entrada

Corriente Característica Valor

Alimentación

Presión [psi] 750

Temperatura [°F] 85

Caudal [MSCFD] 900

Composición de

Alimentación [% molar]

0.40

Composición de

Desecho Deseada [%

molar]

0.14

45

Tabla24. (Continuación)

Membrana

Material Etil Celulosa

Espesor [cm] 2.54*10-3

Presión Permeado [psi

g]

20

2.2.8.2.1 Selección del material de la membrana

Según las condiciones del gas a tratar y de la permeabilidad de la composición del

mismo se elegirá el material de la membrana en la tabla 25.

Tabla 25 Permeabilidad de diversos gases en las membranas [32]

Permeabilidad P´A [𝒄𝒎𝟑∗𝒄𝒎

𝒔∗𝒄𝒎𝟐∗𝒄𝒎𝑯𝒈∗ 𝟏𝟎𝟏𝟎]

Material He H2 CH4 CO2 O2 N2

Caucho de silicón 300 550 800 2700 500 250

Caucho natural 31 49 30 131 24 8,1

Policarbonato 15 12 56,1 1,4

Nylon 66 1 0,17 0,034 0,008

Poliester 1,65 0,0035 0,31 0,0031

Copolímero de silicón

y policarbonato

210 970 160 70

Teflón FEP 62 1,4 2,5

Etil celulosa 35,7 49,2 7,47 47,5 11,2 3,29

Poliestireno 40,8 56 2,72 23,3 7,47 2,55

Para los cálculos pertinentes se utilizará las permeabilidades establecidas para la de

membrana de etil celulosa.

46

2.2.8.2.2 Cálculo del factor de separación ideal:

El factor de separación ideal dependerá de la permeabilidad de los componentes a la

membrana:

𝛼∗ =𝑃´𝐴

𝑃´𝐵 (48)

Donde:

P´A= Permeabilidad del componente A (para la membrana Previamente Seleccionada)

P´B = Permeabilidad del componente B (para la membrana Previamente Seleccionada)

𝛼∗ =47.7

7.47= 6.39

2.2.8.2.3 Cálculo de la composición de la sustancia permeada Yp:

𝑌𝑝=−𝑏±√𝑏2−4𝑎𝑐

2𝑎 (49)

De donde los valores de a, b y c se calculan con las siguientes ecuaciones:

𝑎1 = 𝜭 +𝑃𝑙

𝑃ℎ−

𝑃𝑙

𝑃ℎ𝜭 − 𝜶 ∗ 𝜭 − 𝜶 ∗

𝑃𝑙

𝑃ℎ+ 𝜶 ∗

𝑃𝑙

𝑃ℎ∗ 𝜭 (50)

𝑏1 = 1 − 𝜭 − 𝑥𝑓 −𝑃𝑙

𝑃ℎ+

𝑃𝑙

𝑃ℎ∗ 𝜭 + 𝜶 ∗ 𝜭 + 𝜶 ∗

𝑃𝑙

𝑃ℎ− 𝜶 ∗

𝑃𝑙

𝑃ℎ∗ 𝜭 ∗ 𝑥𝑓 (51)

𝑐1 = −𝜶 ∗ 𝑥𝑓 (52)

Donde:

Ph= Presión del lado de Alimentación

P l= Presión de la Solución Permeada

xo= Composición Deseada del desecho

xf = Composición de Alimentación

θ= fracción de alimentación permeada

𝑎1 = −3,92

𝑏1 = 7,07

47

𝑐1 = −6,39 ∗ 0,40

𝑐1 = −2.55

Entonces:

𝑌𝑝=0,55

2.2.8.2.4 Balance de masa de la membrana

𝑥𝑜 =𝑥𝑓−𝜃∗𝑦𝑓

1−𝜃 (53)

𝑥𝑜 = 0,14

2.2.8.2.5 Cálculo del área de la membrana

Para el cálculo del área de la membrana utilizaremos la siguiente ecuación:

𝐴𝑚=𝜃∗𝑞𝑓∗𝑦𝑃

(𝑃´𝐴

ƫ)(𝑃ℎ∗𝑥𝑜−𝑃𝑙∗𝑦𝑃)

(54)

Dónde:

ƫ= Espesor de membrana

𝐴𝑚=1,19 ∗ 105 [𝑓𝑡2]

48

3. ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO

Después de haber analizado los parámetros técnicos previo a implementar un sistema de

tratamiento de gas asociado es necesario determinar la rentabilidad del proyecto mediante

un estudio económico; el mismo que consiste en analizar los costos que tendrá la planta

de tratamiento, las nuevas instalaciones de superficie y la operación de estas instalaciones,

lo que permite establecer un monto estimado de la inversión y la rentabilidad de la misma.

Para realizar el análisis económico se utilizó información proporcionada por el

departamento de planificación y desarrollo de Tecpetrol; en el cual el rango de variación

de los cálculos (costos de inversión y costos de operación) es de ±30% por tratarse de la

etapa de conceptualización, por lo que los resultados son preliminares.

3.1 Costos de estimación

Los costos de adquisición de los equipos principales de las unidades de remoción de CO2

se estimaron por el departamento planificación y desarrollo de Tecpetrol, el cual calculo

los costos aproximados de inversión para equipos de plantas de procesamiento de gas, en

función a sus características, dimensiones, parámetros y variables de diseño.

3.1.1 Estimación de costos de equipos para el sistema con dietanolamina DEA

Tabla 26. Estimación de costos DEA (Tecpetrol)

Torre de absorción

Diámetro [ft] 3,40

Altura [ft] 39

Presión de diseño [psi] 90

Material de construcción Acero Inoxidable

Costo del equipo [$] 188.017,6

49


Torre de regeneración

Diámetro [ft] 3,53

Altura [ft] 42,70


Material de construcción Acero Inoxidable


Rehervidor


Cantidad de calor [hp] 1698

Área del rehervidor [ft2] 678

Material de construcción Acero al carbón


Intercambiador amina rica/pobre



Área del intercambiador [ft2] 675



Enfriador de la amina



Área del enfriador [ft2] 612



Condensador de reflujo



Área del condensador [ft2] 312


Costo del Equipo [$] 108.963,85

50


Bomba principal

Potencia [hp] 3,5

Presión de descarga [psi] 1000



Bomba booster

Potencia [hp] 3,6




Tanque de suministro

Diámetro [ft] 4,30

Altura [ft] 12,80


Material de construcción Acero al Carbón


Acumulador de reflujo

Diámetro [ft] 3,3

Altura [ft] 8,05




Flash tank

Diámetro [ft] 4,27

Altura [ft] 12,8




COSTO TOTAL [$] $1´272.934,50

51

3.1.2 Estimación de costos de equipos para el sistema con membrana de etil

celulosa

Tabla 27. Estimación de Costos membrana (Tecpetrol)

Compresor

Potencia [hp] 152




Separador


Capacidad [MSCFD] 1000


Membrana

Material de construcción Etil Celulosa

Área de la membrana [ft2] 1,19 ∗ 105 [𝑓𝑡2]


COSTO TOTAL [$] $ 1’122.611,00

3.1.3 Estimación de costos por consumo de solvente (DEA). La manera más común

de llevar a cabo el proceso de endulzamiento de gas asociado es el realizado con la

utilización de solventes, las alcanolaminas son los solventes de mayor utilización y

aceptación en dicho proceso de remoción de CO2 y H2S, por lo cual dentro de una planta

de endulzamiento de gas es importante conocer el gasto que se tiene por consumo de

amina; para este proyecto el cálculo se realizará en función del precio por libra de

dietanolamina DEA fijado en $0,52 [33]

Se determina las libras de DEA necesarias para remover la concentración de CO2 presente

en la corriente de gas de entrada.

𝑙𝑏 𝐷𝐸𝐴 = % 𝑙𝑏 𝐷𝐸𝐴

𝑙𝑏 𝐶𝑂2∗ 𝑄

𝑙𝑏 𝐶𝑂2

𝑑í𝑎 (55)

52

𝑙𝑏 𝐷𝐸𝐴 = 0,27 𝑙𝑏 𝐷𝐸𝐴

𝑙𝑏 𝐶𝑂2∗ 190.800

𝑙𝑏 𝐶𝑂2

𝑑í𝑎

𝑙𝑏 𝐷𝐸𝐴 = 51.516 [𝑙𝑏 𝐷𝐸𝐴/𝑑í𝑎]

Considerando que durante el proceso el solvente está en constante regeneración, para los

cálculos correspondientes se tomará un solo ciclo por día por lo tanto las libras de DEA

son 3750,10 lb.

𝑪𝒐𝒔𝒕𝒐 𝒅𝒆 𝑫𝑬𝑨 = 0,52𝑑ó𝑙𝑎𝑟𝑒𝑠

𝑙𝑏 𝑀𝐸𝐴∗ 𝑙𝑏 𝐷𝐸𝐴 (56)

𝑪𝒐𝒔𝒕𝒐 𝒅𝒆 𝑫𝑬𝑨 = 0,52$

𝑙𝑏 𝑀𝐸𝐴∗ 51.516 𝑙𝑏 𝐷𝐸𝐴 = $ 26.788,32

3.1.4 Estimación del costo total de un proyecto. El costo total de capital incluye los

fondos necesarios para comprar terrenos, diseñar y comprar equipos, estructuras, así

como para poner en funcionamiento la instalación.

La estimación de costo de capital es más arte que ciencia; pues el estimador debe utilizar

un juicio considerable en la preparación de la estimación, y como el estimador gana

experiencia, la precisión de la estimación mejora. Existen varios tipos de estimaciones de

costos de capital fijo: estimación de relación, estimación factorizada, estimación de la

autorización presupuestaria, estimación del control del proyecto y estimación firme.

Para este proyecto se utilizó la estimación de relación que es la que se basa en datos de

costos de plantas de tipo similar con una exactitud de ±30%. [34]

3.1.4.1 Estimación del costo total sistema con aminas (DEA)

53

Tabla 28. Estimación del costo total proceso con DEA

Ítem Descripción Rango de

inversión %

Costo

[$]

Valor total de

equipos

Todos los equipos

principales. 30-50 % 45% 1’272.934,50

Instalación

Estructuras,

soportes, pintura. 6-14 % 12% 152.752,14

Instrumentación

y control

Instalación,

calibración, control,

automatización

2-8 % 6% 76.376,07

Piping Tuberías y

accesorios. 3-20 % 15% 190.940,18

Equipos y

materiales

eléctricos

Paneles, motores,

cableado,

iluminación.

2-10 % 8% 101.834,76

Preparación de

superficies.

Nivelación,

caminos, accesos. 2-5 % 3% 38.188,04

Ingeniería y supervisión 10% 127.293,45

Gastos de construcción 7% 89.105,42

Imprevistos 5% 63.646,73

COSTO TOTAL [$] $ 2´113.071,27

3.1.4.2 Estimación del costo total de sistema con membranas

Tabla 29. Estimación del costo total proceso con membranas

Ítem Descripción Rango de

inversión %

Costo

($)

Valor total de

equipos

Todos los equipos

principales. 30-50 % 45% 1´122.611,00

Instalación Estructuras,

soportes, pintura. 6-14 % 12% 134.713,32

Instrumentación y

control

Instalación,

calibración, control. 2-8 % 6% 67.356,66

54


Piping Tuberías y

accesorios. 3-20 % 15% 168.391,65

Equipos y

materiales

eléctricos

Paneles, motores,

cableado,

iluminación, etc.

2-10 % 8% 89.808,88

Preparación de

superficies.

Nivelación, caminos,

accesos. 2-5 % 3% 33.678,33

Ingeniería y supervisión 10% 112.261,10

Gastos de construcción 7% 78.582,77

Imprevistos 5% 56.130,55

COSTO TOTAL [$] $ 1’863.534,26

3.2 Análisis económico de un proyecto

Se realizará el cálculo y análisis de los criterios de evaluación económica, previamente es

necesario determinar el monto total de inversión, los costos de operación, procesos y

mantenimiento, depreciación y los ingresos; con estos montos se puede establecer el flujo

de caja neto el mismo que servirá de base para la determinación del Valor Presente Neto

(VAN) y Costos Nivelados de Energía (LCOE).

Se ha establecido que el límite económico para un proyecto de esta naturaleza es

aproximadamente 5 años; tiempo que dura el contrato de la petrolera con el estado

ecuatoriano, teniendo en cuenta que se puede extender siempre que la calidad del gas no

haya sufrido un cambio brusco; sin embargo para calcular la depreciación se tomó un valor

de 20 años, que es lo que sugiere el EPRI.

Se debe tomar en cuenta las regulaciones establecidas por la Agencia de Regulación y

Control Hidrocarburífero (ARCH), donde se establece el pago para el control y

fiscalización del gas natural y/o asociado para su uso en operaciones de explotación,

transporte y quema y el valor que se debe pagar por el mismo [35].

55

3.2.1 Costos de producción. En el presente proyecto, el costo de producción se refiere

al capital que se debe invertir en el proceso de tratamiento de gas cuando el proyecto se

haya puesto en marcha.

En dicho proyecto se consideran los siguientes costos para tratar el gas y poder generar

energía eléctrica.

- Costos Fijos

- Costos Variables

- Costo del Combustible

- Depreciación

3.2.2 Costos fijos. Dentro de los costos fijos está el capital a pagarse

independientemente de la producción de la planta de tratamiento por ejemplo: Gastos

Administrativos, seguridad de la planta.

3.2.3 Costos variables. Los costos variables son los valores a pagarse de acuerdo al

volumen de producción, por ejemplo: mano de obra, mantenimiento de la planta, costo

de autogeneración para el funcionamiento de la planta.

3.2.4 Costo de combustible. Para este proyecto el costo para la extracción de gas es

despreciable, pues como se mencionó antes este es un subproducto de la extracción de

crudo, pero se debe considerar el valor a pagar en la ARCH.

3.2.5 Depreciación. Es la disminución del valor total de la inversión inicial, en este

caso se hará para 20 años y de manera lineal que es la sugerencia dada por el EPRI.

Tabla 30. Costos de producción anuales planta de tratamiento de gas (DEA)

TIPO COSTO [USD]

Costos fijos $ 79490,00

Costos variables $ 254891,00

Costo del combustible $ 3000,00

Depreciación $ 105.653,56

TOTAL $ 443.034,76

56

Tabla 31. Costos de producción anual planta de tratamiento de gas (membranas)

TIPO COSTO [USD]

Costos fijos $ 79.490,00

Costos variables $ 143.400,90

Costo del combustible $ 3000,00

Depreciación $ 93.176,71

TOTAL $ 319.067,61

3.3 Ingresos

Los ingresos que se generarán en el presente proyecto equivalen a la energía producida

con el gas tratado, tomado en cuenta el precio comercial para la zona industrial el cual es

de 0.093 $/kWh para el 2017 según ARCONEL, además con el poder calórico medio del

gas de cada una de las alternativas encontrados en la simulación y las eficiencias de los

generadores eléctricos usados en el bloque 49.

Se estima que la energía producida por el gas anualmente que es la que se reporta en la

tabla 32:

Tabla 32. Ingreso anual planta de tratamiento de gas (DEA)

Detalle Valor

Poder calórico del gas [BTU/lb-mol] 341.000

Eficiencia de la turbina 35%

Energía generada [kW-h] 17’149.761,12

Eficiencia del generador 90%

Energía generada al año [kW-h] 15´434.785,00

Precio de generación [$/kW-h] 0,093

Ingresos anuales [$] 1’435.435,01

57

Tabla 33. Ingreso anual planta de tratamiento de gas (membrana)

3.4 Criterios de evaluación de proyectos

Los métodos de evaluación de proyectos utilizados en este estudio son:

3.4.1 Flujo de caja. El flujo de caja es un análisis de la variación de la inversión y costos

de producción frente a los ingresos en un período de tiempo determinado, para el proyecto

se estimará un período de 5 años.

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑗𝑎 = 𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠(𝑚𝑊𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜𝑠) − 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 (57)

Flujo de caja proceso con aminas (DEA)

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑗𝑎 = 1´435.435,01 − 443.034,76

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑗𝑎 = $ 𝟗𝟗𝟐. 𝟒𝟎𝟎, 𝟐𝟒

Flujo de caja proceso con membrana

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑗𝑎 = $ 1′863.534,26 − 319.067,61

𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑗𝑎 = $ 𝟏′𝟏𝟕𝟒. 𝟒𝟗𝟕, 𝟕𝟕 𝑼𝑺𝑫

3.4.2 Cálculo del VAN y de la TIR. Para calcular el valor presente neto en el presente

proyecto la tasa de descuento será del 12% valor manejado por TECPETROL, y se

Detalle Valor

Poder calórico del gas [BTU/lb-mol] 400.800

Eficiencia de la turbina 35%

Energía generada [kW-h] 17´844.269,82

Eficiencia del generador 90%

Energía generada al año [kW-h] 16´059.842,84

Precio de generación [$/kW-h] 0,093

Ingresos Anuales $ 1’493.565,38

58

considerará el valor de 5 años como tiempo de vida del proyecto puesto que este es el

tiempo del contrato vigente.

Este cálculo se lo realiza mediante la siguiente ecuación:

𝑉𝐴𝑁 = −𝐼𝑜 + ∑𝐹𝑛𝑘

(1+𝑖)𝑘𝑛𝑘=1 (58)

Dónde:

VAN = valor actual neto, USD.

Io = Inversión Inicial, USD.

Fn = Diferencia entre cobro y pagos en el periodo n, USD.

i = Tasa de descuento, fracción.

n= Número de años de vida del proyecto.

Cálculo del VAN y la TIR para el proceso con DEA

𝑉𝐴𝑁 = −2′113.071,27 + (992.400,24

(1 + 0.12)1+

979.109,20

(1 + 0.12)2+

965.419,40

(1 + 0.12)3+

951.319,00

(1 + 0.12)4+

936.795,50

(1 + 0.12)5)

𝑉𝐴𝑁 = $ 𝟏’𝟑𝟕𝟔. 𝟖𝟓𝟎, 𝟎𝟐

Tabla 34. VAN y TIR proceso con aminas (DEA)

Año Ingreso Egreso Beneficio

Neto

Escenario 1

0 -2’113.071,27 -2’113.071,27

1 1’435.435,01 443.034,76 992.400,24 886.071,64

2 1’435.435,01 456.325,81 979.109,20 780.539,86

3 1’435.435,01 470.015,58 965.419,40 687.166,48

4 1’435.435,01 484.116,05 951.319,00 604.580,40

5 1’435.435,01 498.639,53 936.795,50 531.562,91

VAN $ 1’376.850,02

TIR 36%

59

Cálculo del VAN y la TIR para el proceso con membranas

𝑉𝐴𝑁 = −1’863.534,26 + (1’174.497,77

(1 + 0.12)1 +1’164.925,74

(1 + 0.12)2 +1’155.066,55

(1 + 0.12)3 +1’144.911,59

(1 + 0.12)4 +1’134.451,97

(1 + 0.12)5 )

𝑉𝐴𝑁 = $ 𝟐’𝟑𝟎𝟕. 𝟐𝟖𝟎, 𝟐𝟐

Tabla 35. VAN y TIR proceso con membrana

Año Ingreso Egreso Beneficio neto Escenario 1

0 -1’863.534,26 -1’863.534,26

1 1’493.565,38 319.067,61 1’174.497,77 1’048.658,72

2 1’493.565,38 328.639,64 1’164.925,74 928.671,67

3 1’493.565,38 338.498,83 1’155.066,55 822.153,56

4 1’493.565,38 348.653,80 1’144.911,59 727.612,01

5 1’493.565,38 359.113,41 1’134.451,97 643.718,52

VAN 2’307.280,22

TIR 56%

A continuación se presenta las gráfica del resultado de la determinación del VAN en

función del tiempo, para los dos escenarios planteados.

Figura 10. VAN vs Tiempo (2 escenarios)

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

0 1 2 3 4 5 6

VA

N (

USD

)

Tiempo(años)

VAN vs Tiempo

DEA MEMBRANA

60

En la Figura 10. se muestra un resumen de los resultados obtenidos una vez realizado el

análisis económico de los dos escenarios, donde se puede constatar que el proyecto es

rentable para ambos escenarios, obviamente dependerá de los costos operacionales.

3.4.3 Costo elevado de la electricidad (LCOE). Como ya se mencionó el LCOE es

una evaluación económica que determina el costo mínimo al que se debe vender la

electricidad a lo largo de la vida útil del proyecto.

Para una planta de gas natural o asociado se debe considerar un LCOE de 49-79 $%MWh

según el EPRI.

Es importante mencionar que para este análisis se debe considerar un costo del

combustible en función del poder calórico, a pesar de que como ya se mencionó para este

proyecto el gas es un subproducto de la producción de crudo y por lo tanto su extracción

no tiene costo.

Cálculo del LCOE para el proceso con Aminas (DEA)

Tabla 36. LCOE proceso con aminas

Descripción Datos Unidades

Capacidad de la planta 2,80 MW-h

Factor de capacidad 80,00% %

Costos fijos 79490,00 $

Costos variables 254891,20 $

Poder calórico 6900,00 Btu/h

Costo del combustible 947761,92 $

Costo de la planta 1272934,50 $

Costo Total de la planta 2113071,27 $

Tasa de descuento 12.00% %

Depreciación 63646,73 $

Horas de producción 19622,40 MWh-y

Costo total - Costo parcial 840136,77 $

LCOE 77,13 $/MWh

61

Cálculo del LCOE para el proceso con membranas

Tabla 37. LCOE Proceso con membrana

Tabla 38. Resultados del análisis económico considerando dos escenarios

Parámetro DEA Membranas

VAN [USD] $ 1’376.850,02 $ 2’307.280,22

TIR 36% 56%

LCOE [$/MW-h] 77,13 69,25

Descripción Datos Unidades

Capacidad de la planta 2,91 MWh

Factor de capacidad 80,00% %

Costos fijos 79490,00 $

Costos variables 143400,90 $

Poder calórico 6900,00 Btu/kwh

Costo del combustible 984995,42 $

Costo de la planta 1112611,00 $

Costo Total de la planta 1863534,26 $

Tasa de descuento 12,00% %

Depreciación 55630,55 $

Horas de producción 20393,28 MWh-y

Costo total - Costo parcial 750923,26 $

LCOE 69,25 $/MWh

62

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1 Resultados de cálculo con DEA

Los resultados corresponden a los cálculos realizados para una planta de remoción de

CO2 utilizando dientanolamina (DEA).

Tabla 39. Resultados proceso Dietanolamina

Características del sistema

Razón de circulación de DEA 60 GPM al 27 %

Caudal de alimentación [MSCFD] 900

Composición gas de alimentación [% molar CO2] 0.40

Composición gas de salida [% molar CO2]

(teórico y simulado) 0.14 0.0807

Requerimientos de calor y potencia

Rehervidor [BTU/h] 43.2 x 105

Intercambiador amina rica-pobre [BTU/h] 27 x 105

Enfriador de la amina [BTU/h] 9 x 105

Condensador de reflujo [BTU/h] 18 x 105

Bomba principal [hp] 3.5

Bomba de reflujo [hp] 3.6

Enfriador amina pobre [hp] 3.6

Bomba booster [hp] 3.6

63

Tabla 39.(Continuación)

Dimensiones de los equipos

Diámetro

[ft]

Longitud

[ft]

Torre absorbedora 3,40 9

Torre regeneradora 3,53 9,90

Tanque de suministro 4,30 12,80

Acumulador de reflujo 13,30 8,05

Flash tank 4,27 12,80

64

4.1.1 Simulación del proceso propuesto con dietanolamina (DEA)

Figura 11. Simulación proceso con aminas

65

4.1.2 Composición de salida del gas del proceso con DEA

Figura 12.Composición de gas dulce DEA (Hysys)

66

4.2 Resultados de cálculo con membranas

Los resultados corresponden a los cálculos realizados para una planta de remoción de

CO2 utilizando una membrana de etil celulosa.

Tabla 40. Resultados proceso membranas

Características del sistema

Caudal de alimentación [MSCFD) 900

Composición de alimentación [% molar CO2] 0.40

Composición de salida [% molar CO2]

(teórico y simulado)

0.14 0.026

Características del compresor

Presión de succión [psi] 90


Potencia [hp] 116,14

Características de la membrana

Material Etil celulosa

Espesor [ft] 8,33*10−5

Área de la membrana [𝐟𝐭𝟐] 1,19 ∗ 105

67

4.2.1 Simulación del proceso propuesto con membranas

Figura 13. Simulación proceso de endulzamiento mediante membranas

68

4.2.2 Composición de salida del gas

Figura 14. Composición de gas dulce membrana (Hysys)

69

4.3 Cuadro comparativo de procesos

Tabla 41. Cuadro comparativo de procesos

Variable Dietanolamina (DEA) Membrana

Contenido de gas ácido

permitido a la entrada Menor al 70%. Mayor al 90%

Contenido gas ácido a la salida. Hasta el 5%. 1% hasta eliminación

total.

Tasa de flujo de gas Bajos caudales hasta más

de 10 MMSCFD

Muy bajos caudales hasta

más de 10 MMSCFD

Presión de operación [psi] 72-740 391,6 – 1450

Temperatura de operación [°F] 80°F a 140 °F <140 °F

Remoción de Gases Ácidos

CO2/H2S Buena Muy Buena

Equipos principales

Torre de absorción

Torre de regeneración

Intercambiador

Cooler

Bombas

Compresor

Separador

Membrana

Materiales de equipos Acero inoxidable/Acero al

carbón

Acero inoxidable/ Etil

celulosa

Servicios requeridos

Calentadores

Electricidad

Solventes químicos

Electricidad

Compresión

Tipo de operación Compleja Sencilla

Costos de inversión Alta Alta

Costos de operación Media Media

70

5. DISCUSIÓN

Los datos del sistema de equilibrio DEA-CO2 están sujetos a un error de apreciación

de lectura en el gráfico del ANEXO F, dando como resultado un cierto grado de

subjetividad, lo que pudo haber ocasionado un margen de error en los cálculos

llevados a cabo para la absorción del CO2.

El diagrama de equilibrio DEA-CO2 está a una temperatura de 104°F, difiriendo de

la temperatura de operación del presente proyecto, que es de 85°F; sin embargo, es

necesario considerar que mientras la temperatura aumenta la solubilidad disminuye,

lo que proporciona un factor de seguridad para el diseño.

La predicción de la cantidad de CO2 está sujeta a varios factores, como el que se han

realizado cambios en la tecnología de extracción (sistema de flujo natural, bombeo

mecánico y bombeo electro sumergible) lo que altera la tendencia de los datos. Por

este motivo, se tomó como punto de partida el escenario más pesimista para todos

los cálculos del diseño.

Para realizar los cálculos del trabajo del compresor, se utilizó el factor de desviación

de entalpía por tratarse de un gas real; dado que la entropía es una función de estado

y no de camino, se procedió a dividir al ciclo en una parte real y una parte ideal, lo

que asegura un valor de consumo de trabajo de compresión mucho más confiable.

Se logró reducir la concentración de CO2 en el gas asociado a un nivel adecuado para

el uso del mismo, de acuerdo a las especificaciones de los generadores; cabe recalcar

que, se tomó el escenario más extremo para el dimensionamiento de los dos procesos,

partiendo de una concentración molar inicial de CO2 del 40%, lo que dará más

confiabilidad a los valores obtenidos.

71

En el proceso con aminas se consideró utilizar el solvente regenerado por 5 días, lo

cual podría variar dependiendo las condiciones atmosféricas; es decir, que si hay un

incremento considerable de temperatura, el solvente puede empezar a evaporarse,

siendo necesario su reposición, variando así los costos de operación.

El modelo termodinámico utilizado en el simulador difiere de un escenario a otro a

pesar de que el gas tiene las mismas condiciones iniciales para los dos escenarios;

esto se debe a que en el proceso con DEA se debe incluir las reacciones y propiedades

de las aminas por lo que se utilizó el paquete Amina PKG, mientras que al ser la

permeación un proceso netamente físico se utilizó el paquete de Peng Robison que

además es el recomendado cuando se trata de hidrocarburos.

Es necesario mencionar que los resultados obtenidos para el proceso con membranas

serán constantes siempre y cuando la membrana esté limpia, por lo que se necesitará

hacer una evaluación (GASTEC) de la calidad del gas de salida cada 6 meses para

verificar que el procedimiento se esté llevando de manera correcta.

Si bien es cierto, todos los cálculos se encuentran proyectados sobre un estimado de

5 años, que es actualmente el tiempo de duración del contrato de extracción por parte

de Tecpetrol y el estado ecuatoriano, para la depreciación se tomó en cuenta 20 años,

pues es la recomendación dada por el EPRI para las plantas de endulzamiento de gas

natural asociado; el cálculo de 5 años se tomó como base para ver si se recuperaba la

inversión inicial.

Se debe mencionar que los resultados obtenidos en los cálculos realizados difieren

de los resultados obtenidos por el simulador, debido a que: en el caso del proceso con

dietanolamina la temperatura de la curva de equilibrio es diferente a la temperatura

del proceso y en las membranas, a que se utilizó un splitter para la simulación, sin

embargo los resultados son absolutamente confiables en ambos casos.

72

6. CONCLUSIONES

De acuerdo a los análisis cromatográficos de los últimos años del gas asociado

perteneciente al Bloque 49, se determinó que es ácido, pues contiene alto porcentaje

molar de CO2 (40%) por lo que es necesario cumplir con el proceso de endulzamiento

para poder utilizarlo en la generación de energía eléctrica, cumpliendo con los

parámetros requeridos por los generadores (máximo % molar de CO2 = 17%)

Los resultados obtenidos en la simulación nos permiten concluir que el proceso de

remoción que utiliza membranas tiene un porcentaje mayor de eliminación de gases

ácidos con respecto al proceso utilizando solventes químicos (aminas); pues el gas

de salida tiene un porcentaje molar de 2% de CO2 en el proceso con membranas y

del 8% en el proceso con aminas.

Al comprobar mediante el análisis cromatográfico que no se presentan hidrocarburos

líquidos pesados en el gas a tratarse, se puede asegurar que el funcionamiento de la

membrana se mantendrá estable durante el tiempo de vida útil de la misma, dado que

además por seguridad se aumentó en el diseño un separador antes de la entrada del

gas a la membrana, garantizando así su buen funcionamiento.

En base al análisis técnico y la eficacia de remoción, se puede concluir que el proceso

mediante la utilización de membranas es más factible y menos complicado de

implementar para la corriente de gas proveniente del Bloque 49, pues en este proceso

intervienen menos equipos y el tipo de operación es menos complejo; además que

las membranas nos permiten remover una cantidad mayor al 90% de gas ácido en el

gas de entrada, lo que nos asegura que la planta de tratamiento de gas seguirá

funcionando pese a posibles cambios bruscos en su composición.

En base al análisis económico, se concluye que el costo de inversión del proceso

mediante membranas es menor en relación al proceso con DEA (alrededor de

doscientos mil dólares menos), además de que los costos de operación y

mantenimiento generados por el proceso con membranas también son menores.

73

Con el proceso planteado para el endulzamiento de gas asociado, se puede cubrir las

necesidades energéticas del campo, pues al implementar el proceso de recuperación

secundaria, se emplearían 700 MSCFD de gas y el diseño de este proceso está

planteado para 900 MSCFD lo que nos da un factor de seguridad en el diseño

El valor del VAN y de la TIR es positivo para los dos escenarios lo que indica que el

proyecto es rentable siendo mayor para el proceso con membranas lo que dió la

perspectiva para elegir este proceso.

El LCOE calculado para los dos escenarios tiene un valor dentro del rango que

sugiere el EPRI, por lo que se concluye que el proyecto es factible para los dos

escenarios; además al comparar dicho valor con el valor del pliego tarifario de las

empresas eléctricas ARCONEL (0.093 $/MW) se evidencia que es menor, es decir

es más barato implementar cualquiera de los dos procesos que comprar energía al

estado ecuatoriano dando así mayor rentabilidad a la ejecución del proyecto.

74

7. RECOMENDACIONES

Analizar la variación de la composición y calidad del gas de otros reservorios con la

finalidad de aumentar el caudal de gas a manejar en la planta de tratamiento, para así

incrementar la energía producida y poder dar abastecimiento de energía eléctrica a la

comunidad de Bermejo.

Calcular el porcentaje de remoción de gases ácidos de la planta de tratamiento

utilizando como solvente una mezcla o combinación de aminas, pues en el presente

proyecto se estableció la DEA como solvente puro y determinar si de esta manera

supera al porcentaje de remoción de las membranas.

Se recomienda estudiar el proceso de membranas aumentando la presión de salida del

compresor y cambiando éste a un compresor de tres etapas pues con una presión más

elevada del gas que va ingresar a la membrana, la eficiencia y el tiempo de vida útil de

la misma aumentará.

Estudiar un proceso de captación de gas (CO2), para poder darle utilidad al CO2

removido en la planta de tratamiento. Se recomienda utilizarlo para generar

combustiones controladas de oxígeno o burbujearlo en lechada de cal (carbonatación)

para la obtención de carbonatos de calcio, que se pueden utilizar como fertilizantes

para los terrenos de la comunidad.

75

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81

ANEXOS

82

Anexo A. Carta de conformidad Tecpetrol

83

Anexo B. Costo y rendimiento de las tecnologías de generación eléctrica

Tabla 42. Costo y rendimiento representativos de las tecnologías de generación eléctrica.

Fuente: EPRI, Program on technologic innovation integrated generation, pg. 1-12

Capacidad de

la planta

(MW)

Factor

de

capacidad

(%)

Vida útil.

(años)

Poder

Calórico

(BTU/ kw-h)

Costo de la

Planta

($/kw)

Valor Total

($/kw)

Costos Fijos

($/kw-y)

Costos

Variables

($/MW-h)

Precio

del

combustible

($/MM/BTU)

LCOE

($/MW)

Carbón 750 80% 30 8.750 2.000-2.400 2.400-2.875 60 2.5 2 – 3 62-77

IGCC 600 80% 30 8.900 2.800-3.100 3.375-3.750 110 2 2 – 3 82-96

NGCC 550 80% 30 7.000 900-1.150 1.025-1.325 15 2.4 2 – 8 33-65

Nuclear 1400 90% 30 10.000 4.000-4.500 5.375-6.025 110 1.7 0.4 – 0.8 85-97

Biomasa 100 80% 30 12.900 3.600-4.500 4.150-5.250 65 5 2 – 6 90-155

Geotérmica 15-50 80% 30 N/A 4.850-8.400 5.350-9.275 70 – 81 9.6 84-129

Eólica Tierra 50-200 28 - 40% 20 N/A 1.750-2.400 1.825-2.500 35 62-117

Eólica Costa 200 40 – 45% 20 N/A 3.100-5.000 3.250-5.225 105 109-180

Térmica Solar 100-250 25 - 49% 30 N/A 3.300-6.100 4.050-7.550 64 – 68 159-180

Solar

fotovoltaica 10 14-26% 20 N/A 2.000-2.300 2.200-2.525 20 – 25 107-203

84

Anexo C. Especificaciones generales de gas combustible para generadores

CATERPILLAR

Fuente: Manual de funcionamiento CATERPILLAR

85

Anexo D. Registro histórico de análisis cromatográficos

Fuente: Registro Cromatográfico Tecpetrol

POZO DATEN2

% Molar

CH4

% Molar

CO2

% Molar

C2H6

% Molar

H2S

% Molar

H20

%Molar

C3H8

%Molar

iCH4H10

% Molar

nCH4H10

% Molar

iC5H12

% Molar

nC5H12

% Molar

iC6H14

% Molar

nC6H14

% Molar

Jan-02 2.05 75.36 1.33 9.30 0.00 0.00 8.43 0.74 1.89 0.22

Nov-03 2.18 68.81 1.35 9.96 0.00 0.00 9.89 1.19 3.70 0.88 0.94 0.71

May-05 1.85 80.99 1.17 7.48 0.00 0.00 5.98 0.52 1.32 0.23 0.22 0.14

Nov-05 1.65 78.12 2.07 7.55 0.00 1.97 5.83 0.53 1.44 0.30 0.31 0.19

Jul-06 1.57 74.46 8.54 7.44 0.00 0.00 5.70 0.62 1.67 0.00 0.00

Apr-07 1.77 55.78 22.16 8.37 0.00 2.78 5.93 0.64 1.72 0.41 0.44

Jul-07 14.46 47.18 19.45 6.74 0.00 3.60 5.09 0.62 1.76 0.51 0.60

Nov-07 1.58 49.09 28.33 7.13 0.00 5.96 5.12 0.59 1.49 0.34 0.36

Jan-08 1.64 52.16 29.18 7.62 0.00 1.10 5.41 0.64 1.56 0.34 0.36

Oct-08 1.55 56.71 13.99 8.89 0.00 2.86 6.21 0.54 1.60 0.32 0.32

Nov-08 1.67 56.49 13.61 9.06 0.00 2.68 6.53 0.61 1.69 0.33 0.33

Jan-09 1.73 50.77 17.21 9.71 0.00 0.92 6.34 0.53 1.66 0.42 0.43 0.11 0.16

May-09 1.60 51.75 26.24 8.93 0.00 1.65 6.08 0.67 1.85 0.43 0.45 0.12 0.20

Jul-09 1.59 50.03 28.87 8.60 0.00 1.16 6.02 0.67 1.81 0.43 0.45 0.13 0.22

Dec-09 2.17 46.12 33.70 7.48 0.00 1.71 5.56 0.64 1.70 0.37 0.40 0.05 0.09

BN-08 Mar-10 1.46 44.07 34.78 6.68 0.00 4.16 5.98 0.60 1.53 0.35 0.37 0.02 0.00

Jul-10 1.41 42.91 36.80 6.47 0.05 3.02 6.31 0.60 1.56 0.38 0.41 0.02 0.06

Mar-11 1.47 48.18 34.45 7.20 0.00 0.54 4.98 0.67 1.67 0.37 0.40 0.02 0.05

Jul-11 1.46 48.90 32.71 7.46 0.00 0.00 6.29 0.67 1.75 0.36 0.37 0.02

Sep-11 1.36 44.41 32.08 6.70 0.00 5.07 7.00 0.64 1.68 0.38 0.41 0.09 0.18

Oct-11 1.44 47.32 34.93 7.13 0.00 0.00 6.11 0.67 1.66 0.35 0.36 0.01 0.01

Feb-12 1.43 46.27 35.91 7.01 0.00 0.00 6.22 0.65 1.68 0.38 0.40 0.01 0.03

Feb-14 1.69 45.54 28.85 8.38 0.00 0.00 9.09 1.02 2.77 0.76 0.89 0.30 0.71

Aug-15 1.38 51.89 37.07 4.92 0.00 0.10 2.17 0.34 1.03 0.34 0.42 0.34

Apr-16 1.42 52.04 34.72 4.56 0.00 0.70 2.99 0.28 0.79 0.23 0.27 0.01

POZO DATEN2

% Molar

CH4

% Molar

CO2

% Molar

C2H6

% Molar

H2S

% Molar

H20

%Molar

C3H8

%Molar

iCH4H10

% Molar

nCH4H10

% Molar

iC5H12

% Molar

nC5H12

% Molar

iC6H14

% Molar

nC6H14

% Molar

Jan-02 0.80 6.61 86.03 1.26 0.00 0.00 3.59 0.31 0.75 5.23

Nov-05 19.40 67.21 0.00 1.17 0.00 0.97 4.29 0.77 2.27 0.84 1.00 1.25

Dec-05 6.41 8.30 67.63 1.96 0.00 7.49 3.10 0.57 1.56 0.59 0.72 1.05

Jul-07 2.04 66.86 4.08 11.81 0.00 3.73 7.74 0.91 2.00 0.42 0.42

Aug-07 1.16 9.08 80.00 1.72 0.00 4.46 1.86 0.32 0.83 0.26 0.30

Apr-08 1.03 8.39 84.40 1.47 0.00 1.36 1.66 0.31 0.82 0.26 0.29

BN-06 May-09 0.58 5.55 84.93 1.18 0.00 3.19 1.47 0.33 0.99 0.44 0.55 0.25 0.09

Jul-09 0.80 6.91 81.93 1.53 0.00 2.78 2.07 0.44 1.33 0.58 0.70 0.30 0.57

Apr-11 0.44 4.68 85.25 1.04 0.00 2.61 2.39 0.39 1.14 0.51 0.67 0.32 0.58

Oct-12 1.93 14.95 62.68 2.68 0.00 10.99 4.36 0.42 0.96 0.43 0.47 0.06 0.06

Dec-13 1.93 14.95 62.68 2.68 0.00 10.99 4.36 0.42 0.96 0.43 0.47 0.12

Aug-14 4.20 20.31 56.84 3.89 0.00 0.00 6.17 0.83 2.33 1.37 1.67 2.40 0.00

Jun-16 5.69 42.68 43.07 3.02 0.00 0.00 2.69 0.36 0.88 0.32 0.47 0.82

86

Anexo E. Cromatografías Bermejo Norte

Anexo E-1 Cromatografía BN-08 (2016)

Fuente: Laboratorio de análisis instrumental, Escuela Politécnica Nacional, 2016.

87

Anexo E-2 Cromatografía BN-06 (2016)

Fuente: Laboratorio de análisis instrumental, Escuela Politécnica Nacional, 2016.

88

Anexo F. Propiedad físicas de los gases

Fuente: GAS PROCESSORS SUPPLIERS ASSOCIATION, Engineering Data Book,

Twelfth Edition, FPS, Tulsa, 2004.

89

Anexo G. Gráfica de Standing Kotz

Fuente: GAS PROCESSORS SUPPLIERS ASSOCIATION, Engineering Data Book,

Twelfth Edition, FPS, Tulsa, 2004.

90

Anexo H. Diagrama de equilibrio DEA-CO2

Fuente: ARTHUR L. Absorption and Stripping, Program Manager, Rocketdyne

Division Rockwell International. California

Anexo I.

91

Anexo J. Carta de inundación

Fuente: Chemical Engineering design, Coulson & R. Ch, E Vol 6

92

Anexo K. Especificaciones cuerpos de relleno

Fuente: Mc CABE W., SMITH J & HARRIOT P. Operaciones Unitarias en Ingeniería

Química, cuarta edición ,Editorial Mc Gramn Hill , España,

93

Anexo L. Carta de desviación de entalpía

Fuente: CENGEL Y. & BOLES M.: Termodinámica, Sexta Edición, McGraw-Hill ,

2009, pág. 947 Apendice 1.

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