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planta de tratamiento de los gases de quema y/o venteo
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INDICE
CAPITULO I: INTRODUCCION
1.1. Antecedentes
1.2. Delimitación
1.2.1. Limite sustantivo
1.2.2. Limite Temporal
1.2.3. Limite Geográfico
1.3. Planteamiento del problema
1.4. Formulación del Problema
1.5. Sistematización del Problema y abordaje de la Solución
1.6. Objetivos
1.6.1. Objetivos Generales
1.6.2. Objetivos Específicos
1.7. Justificación
1.7.1. Justificación Científica
1.7.2. Justificación Social
1.7.3. Justificación Económica
1.7.4. Justificación Personal
1.8. Metodología
1.8.1. Tipo de investigación o estudio
1.8.2. Población y muestra
1.8.3. Fuentes de información
1.8.4. Métodos
1.8.5. Técnicas y procedimientos
1.8.6. Instrumentos
1.8.7. Medios
CAPITULO II: MARCO TEORICO
Estructura del alcance del proyecto
Bibliografía/ Weblografia
Apéndice o Anexos
CAPITULO I: INTRODUCCION
El presente trabajo de proyecto de grado tiene como finalidad la
implementación de una planta de tratamiento de gases de venteo y/o quema,
realizando un análisis técnico, económico y de producción para poder determinar
la viabilidad de implementación del proceso mencionado.
1.1. Antecedentes
Durante la gestión 2014, la producción bruta de Gas Natural alcanzó un
volumen promedio de 61,34 MMm3/día y la producción bruta de petróleo,
condensado y gasolina natural llegó a un promedio de 63,11 MBbl/día.
Asimismo, la Producción Bruta promedio de Gas Natural alcanzó 61,34 MMm3/día
con un incremento de 5,27% con relación a la gestión 2013. El mes que registró la
mayor producción de gas natural fue julio, con un promedio de 63,23 MMm3/día.
Los volúmenes promedio de gas natural entregados a ducto alcanzaron, en la
gestión 2014, un promedio de 59,33 MMm3/día superior en 5,77% respecto a la
gestión 2013. El volumen promedio entregado a ducto más alto se registró el mes
de julio con 61,19 MMm3/día.
Por su parte los volúmenes de gas natural destinados para uso de combustible y
de gas convertido a líquido, con relación a la gestión 2013, disminuyeron en 2,15%
y 1,79% respectivamente. Asimismo, los volúmenes promedio de gas natural
destinado a la quema y al venteo se redujeron en 29,63% y 14,29%,
respectivamente, mientras que la inyección de gas natural fue nula.
En la gestión 2014, el 96,73% de la producción total de gas natural fue entregado
a ducto con destino al mercado interno y externo.
El 1,48% de la producción fue destinada al uso como combustible en las
instalaciones de los campos de producción y no se registraron inyecciones en los
pozos.
Asimismo, los componentes licuables (GLP y gasolina natural) presentes en el gas
natural que son separados en las plantas, representaron el 0,90% de la
producción total.
El 0,30% de la producción fue destinado a la quema y el 0,58% al venteo, ambas
operaciones como consecuencia, principalmente, de pruebas de producción,
intervención, terminación de pozos y por razones de seguridad en el
funcionamiento de las instalaciones de los campos de producción.
1.2. Delimitación
Este proyecto podrá ser implementado en los pozos hidrocarburiferos
productores de Gas Natural los cuales realizan quema y/o venteo del gas natural,
para esta investigación se tomaran en cuenta datos de producción que son
suministrados por YPFB Boletín Estadistico.
1.2.1. Limite sustantivo
Reglamento para la Quema de Gas Natural
Decreto Supremo No. 28312
ARTICULO 1.- El presente Reglamento tiene por objeto normar la quema
de gas natural, cuyos volúmenes deben ser medidos de acuerdo a las buenas
prácticas de ingeniería, establecer los procedimientos para la aprobación de las
solicitudes de quema de gas natural dependiendo del origen, situaciones, causas y
motivos que la originan, y establecer el procedimiento para la determinación de los
volúmenes de quema de gas natural no autorizados sujetos al pago de las
Regalías, la Participación al TGN y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos, de
conformidad con los Artículos 18 y 43 de la Ley NO. 3058 de 17 de mayo de 2005
- Ley de Hidrocarburos.
TITULO IV
SANCIONES Y PERIODO TRANSITORIO
ARTICULO 12.- En el caso que el Titular incumpla con los plazos
establecidos para la presentación de las solicitudes semestrales de quema de gas
natural conforme al Artículo 8 del presente Reglamento, incluyendo los respaldos
técnicos necesarios, se hará pasible a una multa a favor del MHD de $us. 1.000
(UN MIL DOLARES AMERICANOS) por cada día de atraso, monto que deberá ser
depositado en una cuenta corriente fiscal habilitada para el efecto.
1.2.2. Limite Temporal
El presente proyecto de grado tendrá un análisis de los precios y
producciones de Gas Natural que se llevaron acabo en los últimos dos años de
trabajos de producción realizados en las gestiones de los años 2013 y 2014.
1.2.3. Limite Geográfico
El presente trabajo de investigación tiene como finalidad ser implementado
durante el proceso Upstream dentro de la cadena de desarrollo de hidrocarburos
en los pozos de producción de Gas Natural.
1.3. Planteamiento del problema
Los sistemas de quema y venteo son ampliamente utilizados en la industria de
petróleo y gas natural para eliminar los volúmenes de desechos de los gases de
hidrocarburos y vapores. En las instalaciones de gas natural, la quema continua o
ventilación puede ser asociada con la eliminación de los flujos de residuos (por
ejemplo, gases ácidos desde el proceso de endulzamiento de gas y columnas de
los deshidratadores de glicol) y gaseosos por flujos de producto que son
antieconómicos para conservar.
El gas asociado que emerge junto al crudo a la superficie durante la producción de
petróleo se elimina a veces en las instalaciones en tierra venteándolo o
quemándolo a la atmosfera.
El venteo del gas consiste en el no aprovechamiento del gas surgente de un pozo
de producción de petróleo, que se quema (tipo antorcha) por motivo de seguridad.
Este procedimiento puede deberse a diversas causas:
a) Por no existir instalaciones de gasoductos.
b) Por tratarse de pozos aislados.
c) Por tratarse de un gas con contenido de sustancias inertes nocivas al
consumo (CO2 y SH2).
d) Despilfarro del gas natural por el intento del aprovechamiento exclusivo del
petróleo.
Hoy en día casi todo el mundo considera que esta práctica es un despilfarro de
recursos valiosos, así como una fuente significativa de emisiones de GEI.
1.4. Formulación del Problema
Por los motivos ya mencionado se plantea la implementación de
tecnologías para el aprovechamiento de estos gases que se están quemando y /o
venteando en la industria petrolera y del gas, y a su vez para contribuir con la
disminución de emisiones de gases de efecto invernadero, por tal motivo, se
realizará en este proyecto de Grado el análisis técnico, económico y de
producción para determinar los parámetros de operación de una planta de
eliminación de contaminantes para gases de quema y/o venteo en los pozos de
producción.
Con la implementación de compresores, separadores, mezcladores, válvulas,
intercambiadores de calor, columnas absorbedoras, columnas de regeneración y
una bomba. Los cuales serán utilizados para la planta de tratamiento de gases de
quema y/o venteo.
Para poder generar ingresos por la venta y/o distribución de este recurso
energético hacia el mercado nacional o extranjero. Xxingresos gracias la la reaitulizacion
del gas natr
1.5. Sistematización del Problema y abordaje de la Solución
Daño a la capa de Ozono
Alteración del Aire
Contaminación Ambiental
Perdida de Gas Natural
Mala utilización del Gas Natural
Perdidas económicas
Sanciones a la Empresa
Venteo y quema de Gas Natural
Carencia de Normativas de
prohibición
Ausencia de concientización
Ambiental
Inadecuada infraestructura
Mala utilización de tecnologías
Inadecuado proceso de desecharlo al medio ambiente
Manejo deficiente del Gas Natural
Menos ingresos económicos
Problema
Reducción del daño a la capa de Ozono
Aire con mayores niveles de pureza
Menor contaminación Ambiental
Menores perdidas de Gas Natural
Optimización en la utilización del Gas
Natural
Reducción de pérdidas económicas
Reducción de sanciones a la
empresa.
Planta de tratamiento de Gases de Quema
y/o Venteo
Normativas de prohibición adecuadas
Concientización Ambiental
Infraestructura optima
Utilización de nuevas tecnologías
Mayor aprovechamiento del
Gas Natural
Manejo Eficiente del Gas Natural
Mejores ingresos económicos
Solución
1.6. Objetivos
Como objetivo del presente trabajo podemos mencionar que el
departamento de Tarija registro la mayor producción de gas natural, alcanzando
un promedio de 40.82 MMm3/día (68.44%), seguido de Santa Cruz con una
producción promedio de 10.82 MMm3/día (18.14%), Chuquisaca con 6.13
MMm3/día (10.28%) y Cochabamba que alcanzo una producción promedio de 1.87
MMm3/día (3.14%) de la producción fiscalizada de gas natural de cada
departamento.
Dichos volumen de Gas Natural tienen como destino diferentes áreas de
producción o comercialización entre los cuales podemos mencionar.
De los cuales se puede realizar un reacondicionamiento a la quema y venteo de
gas Natural para poder volverlo económicamente comercial, para favorecer al país
y a los departamentos en su desarrollo económico dando estabilidad financiera y
mejorando la calidad de vida de las personas y poder realizar una producción mas
limpia, dando así un menor impacto de contaminación al medio ambiente por los
gases que son expedidos a la atmosfera.
1.6.1. Objetivos Generales
Como objetivo general realizaremos un estudio mediante un análisis técnico,
económico y de rentabilidad de producción, los parámetros de operación para una
planta de eliminación de contaminantes para los gases de quema y/o venteo que
se realizan en los diferentes pozos de producción.
1.6.2. Objetivos Específicos
Realizar una selección de las diferentes tecnologías empleadas para el
tratamiento del gas natural y seleccionar la más optima para su
implementación.
Determinar, la cantidad de equipos y de energía necesaria para poder
realizar el tratamiento del gas natural, empleando la caracterización del gas
que se quema y/o ventea en el país.
Determinar los parámetros de operación del proceso previamente
seleccionado empleando la caracterización del gas que se quema y/o
ventea en pozos de producción.
Estimar la factibilidad económica generada por la planta de tratamiento de
gas natural en función a la demanda de mercado y las ganancias por los
productos obtenidos.
1.7. Justificación
El estudio realizado en este trabajo tiene la finalidad de realizar un mejor
aprovechamiento a un recurso no renovable el cual es quemado y/o venteado al
aire libre los cuales generan perdida de recursos económicos al no realizar un
optimo aprovechamiento de este y dañan el medio ambiente liberando Gases de
efecto invernadero.
El promedio de gas natural que es mal utilizado durante el proceso de quema es
de 270 Mm3/día en general lo cual equivale a 9534.969 Mp3/día. Y se tiene un
precio fijo en punto de fiscalización establecido de 1.29 $us/Mp3 por la venta del
gas, del cual podemos generar mejores ingresos con la utilización de este gas
natural quemado, con un ingreso estimado de 12.300,11 $us/día y un promedio de
344.403,08 $us por un mes de producción y comercialización de dicho gas natual.
1.7.1. Justificación Científica
Con la implementación de la planta de tratamiento de Gas Natural
podremos optimizar los procesos que se realizan en nuestro país para la
obtención de recursos hidrocarburiferos, mejorando estos procesos con nuevas
tecnologías y mejores procedimientos de reacondicionamiento.
1.7.2. Justificación Social
Gracias a los estudios realizados podremos mejorar los ingresos
económicos que se dan por la venta e industrialización del Gas Natural los cuales
beneficiaran a la población Boliviana con un aumento en los ingresos recibidos en
las alcaldías departamentales generando desarrollo departamental, también
contribuirá con la preservación del medio ambiente y reducción del daño a la capa
de ozono.
1.7.3. Justificación Económica
El desarrollo de este proceso generara un extra a los beneficios que se
obtienen por la venta de Gas Natural hacia el mercado interno y externo
generando así mayores ingresos en el IDH para los departamentos, mejorando así
la calidad de vida, salud, educación y seguridad ciudadana.
1.7.4. Justificación Personal
Gracias al presente trabajo podre incorporarme al proceso de desarrollo de
mercado del Gas Natural, generando un proceso que ayude a la industrialización
del Gas Natural y dando una mejora a la estabilidad ambiental que vive el país.
1.8. Metodología
Para el cumplimiento de poder obtener mayores volúmenes de Gas Natural
se optara por la implementación de una planta de tratamiento de gases de quema
y/o venteo del cual se podrá realizar un proceso de reacondicionamiento para
poder extraer la mayor cantidad de impurezas que pueda tener este gas que
previamente ya pudiera ser acondicionado.
1.8.1. Tipo de investigación o estudio
Realizando una investigación descriptiva para poder identificar y describir
las propiedades físicas y químicas que se tiene en el Gas Natural para poder
realizar un reacondicionamiento mas completo de este hidrocarburo.
1.8.2. Población y muestra
Los pozos productores
1.8.3. Fuentes de información
Como fuentes de información podemos mencionar los diferentes registros
que se posee acerca del tema de producción de Gas Natural el cual es
proporcionado por YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) el cual
expone las mediciones tomadas y toda información referente en los informes
anuales y semestrales que realiza esta empresa Bolivia.
1.8.4. Métodos
En el presente proyecto se estudiaran métodos por los cuales se podrá
obtener el tratamiento y reacondicionamiento del Gas Natural, implementado
nuevas tecnologías y procesos de desarrollo.
1.8.5. Técnicas y procedimientos
Se realizara técnica de investigación hacia estudios previamente realizados
sobre el tema a tratar, realizando la revisión de documentos, notas y estudios que
hablan sobre este proceso.
1.8.6. Instrumentos
Los instrumentos que se utilizaran para la recopilación de datos e
información referente al tema será con la revisión de libros de industrialización de
hidrocarburos, paginas web y libros de autores especializados en temas de
Upstream.
1.8.7. Medios
Utilización de software para poder realizar una simulación del entorno de
reacondicionamiento
CAPITULO II: MARCO TEORICO
GAS NATURAL
Se define el gas natural como una mezcla de hidrocarburos como metano,
etano, propano, butano y pentano así como pequeñas cantidades de otros
compuestos como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno y helio.
Todos ellos existentes en fase gaseosa o en solución con petróleo en depósitos
naturales subterráneos, y en las condiciones correspondientes a dichos depósitos.
CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL
Por su origen, el gas natural se clasifica en asociado y no asociado. El gas
asociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo del
yacimiento. El gas no asociado, por el contrario, es aquel que se encuentra en
yacimientos que no contienen crudo, a las condiciones de presión y temperatura
originales.
USOS DEL GAS NATURAL
El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, el comercio, la
generación eléctrica, el sector residencial y el transporte de pasajeros. Ofrece
grandes ventajas en procesos industriales donde se requiere de ambientes
limpios, procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia.
Adicionalmente, el gas natural es utilizado como materia prima en diversos
procesos químicos e industriales. De manera relativamente fácil y económica
puede ser convertido a hidrógeno, etileno, o metanol; los materiales básicos para
diversos tipos de plásticos y fertilizantes.
En las industrias de cerámicas, cemento, metales, donde se requieren hornos, el
aprovechamiento energético y el ahorro en el consumo son notorios cuando se
utiliza el gas natural.
Algunas de las aplicaciones más comunes de gas natural
Sector Aplicaciones/Procesos
Industrial
Generación de vapor
Industria de alimentos
Secado
Cocción de productos
cerámicos
Fundición de metales
Tratamientos térmicos
Temple y recocido de
metales
Generación eléctrica
Producción de
petroquímicos
Sistema de calefacción
Hornos de fusión
Comercio y
Servicios
Aire acondicionado
Cocción/preparación de
alimentos
Agua caliente
Energía
Cogeneración eléctrica
Centrales térmicas
Cocina
Residencial
Cocina
Calefacción
Agua caliente
Aire acondicionado
Transporte de
pasajeros
Taxis
Buses
RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA
Durante la gestión 2014, la producción bruta de Gas Natural alcanzó un
volumen promedio de 61,34 MMm3/día y la producción bruta de petróleo,
condensado y gasolina natural llegó a un promedio de 63,11 MBbl/día
Asimismo, la Producción Bruta promedio de Gas Natural alcanzó 61,34 MMm3/día
con un incremento de 5,27% con relación a la gestión 2013. El mes que registró la
mayor producción de gas natural fue julio, con un promedio de 63,23 MMm3/día.
La producción de hidrocarburos líquidos, el año 2014, se incrementó en 6,57%
con relación al año 2013. El volumen máximo producido fue en el mes de febrero
con un 65,31 MBbl/día. Asimismo para el mes de noviembre de 2014 decreció
debido a que se realizaron trabajos de cañoneo en el campo Sábalo incidiendo en
una menor producción.
PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE GAS NATURAL SEGÚN CAMPO
La producción fiscalizada de gas natural está sujeta al pago de IDH, regalías y
participaciones y es medida en punto de fiscalización a la salida de la planta, más
los volúmenes de producción sujetos a penalidades por quemas. Este volumen es
menor a la producción bruta debido a que esta última es medida en boca de pozo,
antes del proceso de separación de los componentes licuables y anterior a las
actividades de uso del gas en los campos, como combustible, quema y venteo.
Durante la gestión 2014, el promedio de la producción fiscalizada de gas natural
llegó a 59,64 MMm3/día, mostrando un incremento de 5,59% en relación al año
2013, siendo julio el mes de mayor producción con 61,48 MMm3/día.
Los campos de mayor producción en la gestión 2014 fueron: Sábalo y Margarita -
Huacaya representando el 30,5% y 25,2% respectivamente de la producción total.
El campo San Alberto representó el 15,2%. Otros campos que tuvieron una
producción significativa fueron Yapacaní e Itaú, que representaron el 5,5% y 4,3%
del total respectivamente; Río Grande, Bulo Bulo, Curiche, Vuelta Grande y El
Dorado Sur representaron respectivamente el 3,2%, 2,7%, 1,9%, 1,9% y 1,5% del
total. El “Resto de los campos” representaron el 8,1% de la producción total del
2014.
La producción fiscalizada de Gas Natural en el 2014 creció en 5,59% con relación
a la gestión 2013. El departamento de mayor incidencia en este crecimiento fue
Tarija con un 3,92%, seguido de Chuquisaca con 1,98%. En ambos casos el
campo Margarita - Huacaya influyó en el crecimiento, debido al sostenido aumento
en su producción.
El departamento de Tarija registró la mayor producción de gas natural, alcanzando
un promedio de 40,82 MMm3/día (68,44%), seguido de Santa Cruz con una
producción promedio de 10,82 MMm3/día (18,14%), Chuquisaca con 6,13
MMm3/día (10,28%) y Cochabamba que alcanzó una producción promedio de
1,87 MMm3/día (3,14%).
CADENA DEL VALOR DEL GAS NATURAL
El concepto de cadena de valor del gas natural se basa en la identificación
de grupos de procesos (eslabones) que por su naturaleza generan cambios
físicos sobre dicho recurso o permiten su disposición para el consumidor final,
razón por la cual constituyen en sí mismos una actividad productiva.
Los eslabones de la cadena de valor de gas natural son: Exploración y
Producción, Tratamiento y Extracción, Acondicionamiento, Transporte y
Distribución.
Exploración y Producción: La cadena de valor del gas natural se inicia con la
exploración, ésta es la actividad en la cual se realizan los estudios necesarios
(levantamiento de sísmica, análisis geológicos, etc.) para descubrir, identificar y
cuantificar acumulaciones de hidrocarburos gaseosos. Una vez detectados los
recursos, se procede a definir el plan de desarrollo del yacimiento y se inicia la
fase de producción del Gas Natural, la cual representa el conjunto de actividades
que permiten extraer el recurso contenido en los yacimientos y su separación del
petróleo (cuando se trate de gas asociado).
Tratamiento y Extracción: El tratamiento (también denominado
acondicionamiento) es una actividad que permite remover los componentes no
hidrocarburos del gas natural, principalmente dióxido de carbono (CO2), sulfuro
de hidrógeno (H2S), agua (H2O), componentes sólidos y otros, a través de
cualquier proceso físico, químico o de ambos. Luego de ser tratado se procede a
separar el Gas Metano (CH4) del resto de los componentes del gas natural
(CH4+) llamados líquidos o componentes pesados, este proceso se conoce como
Extracción.
Fraccionamiento: Proceso mediante el cual los hidrocarburos pesados son
removidos y separados en productos distintos o fracciones como el propano,
butano y etano.
Transporte y Distribución: Ambos eslabones constituyen el vínculo entre las
actividades asociadas a la extracción (Exploración y Producción) y adecuación
(Tratamiento o Acondicionamiento) del gas natural y el consumidor final.
Transporte: Es el conjunto de actividades necesarias para recibir, trasladar
y entregar el gas natural desde un punto de producción o recolección a un
punto de distribución, para ello se requiere el uso de gasoductos y plantas
de compresión si se transmite el hidrocarburo en estado gaseoso o
facilidades de licuefacción, regasificación y desplazamiento vía marítima si
se transporta en estado líquido.
• Distribución: Conjunto de actividades que permiten recibir, trasladar,
entregar y comercializar gas desde el punto de recepción en el sistema de
transporte hasta los puntos de consumo, mediante sistemas de
distribución Industrial y Doméstico. (MPPPM-ENAGAS, 2013)
•
PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL
El gas ya identificado como gas natural, es sometido a varias operaciones:
1. El tratamiento para la eliminación de componentes indeseables como agua,
sólidos, compuestos ácidos como dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno e
impurezas.
2. El acondicionamiento, que es un procedimiento para llevar el gas en las
condiciones deseadas para satisfacer los requerimientos del cliente o
mercado.
3. El procesamiento para separar cada uno de los componentes de la mezcla de
hidrocarburos a fin de generar los productos requeridos por demandas del
mercado.
QUEMA Y VENTEO DE GAS NATURAL
Se denomina quema a la combustión controlada del gas natural en
operaciones rutinarias durante el procesamiento de crudo y gas, la cual ocurre al
final de la línea donde se encuentra el mechurrio o flama. Éste gas genera
mayormente vapor de agua y dióxido de carbono. Además, para una combustión
efectiva se requiere una mezcla óptima entre el gas combustible y aire, en
ausencia de líquidos.
El venteo es la liberación controlada de gases a la atmósfera en el transcurso de
las operaciones de producción de gas y petróleo. Estos gases pueden ser gas
natural o algún otro vapor de hidrocarburo, vapor de agua entre otros, tales como
dióxido de carbono, separados en el procesamiento del petróleo o gas natural. En
el venteo, el gas natural asociado a la producción de petróleo es liberado
directamente a la atmósfera y no es quemado. Un venteo seguro se garantiza
cuando el gas es liberado a alta presión y el mismo es más ligero que el aire.
COMPRESORES
Los compresores son máquinas que tienen por finalidad aportar una
energía a los fluidos compresibles (gases y vapores) sobre los que operan, para
hacerlos fluir aumentando al mismo tiempo su presión.
Dependiendo de la aplicación, los compresores son manufacturados como tipo de
desplazamiento positivo, dinámico o térmico.
Los compresores de desplazamiento positivo se utilizan para el flujo intermitente
en la cual volúmenes sucesivos de fluido están confinados en un espacio cerrado
para aumentar su presión. La otra amplia clase de compresores es del tipo
rotatorio para el flujo continuo. En este tipo de compresor, las piezas giratorias
(impulsores) aceleran rápidamente al fluido a una alta velocidad; esta velocidad se
convierte entonces en una presión adicional por desaceleración gradual en el
difusor o voluta, la cual rodea el impulsor. El tipo de compresores de
desplazamiento positivo puede ser clasificado como cualquier tipo de movimiento
reciprocante o rotatorio. Los compresores de desplazamiento positivo rotatorio
tienen elementos rotatorios cuyos compresores de acción positiva (máquinas de
desplazamiento positivo) son los más utilizados para caudales bajos y altas
relaciones de presión.
El compresor reciprocante consiste de uno o más cilindros cada uno con un pistón
o émbolo que se mueve hacia adelante y hacia atrás, desplazando un volumen
positivo con cada golpe.
Las diferencias entre compresores reciprocantes y centrifugos se resumen de la
siguiente manera:
Las ventajas de un compresor reciprocante sobre un compresor centrífugo
incluyen:
• Ideal para caudales bajos y relaciones de alta presión.
• Alta eficiencia a altas relaciones de presión.
• Costos de capital relativamente bajos en unidades pequeñas (menos de
3.000hp).
• Menos sensibles a cambios en la composición y densidad.
Las ventajas de un compresor centrífugo sobre un compresor reciprocante
incluyen:
• Ideal para caudales altos y cabezales pequeños.
• Construcción sencilla con una sola pieza móvil.
• Alta eficiencia sobre un rango operacional normal.
• Bajo costo de mantenimiento y alta disponibilidad.
• Mayor capacidad de volumen por unidad de área de trazado.
• No genera vibraciones ni pulsaciones.
Una técnica es la compresión por etapas múltiples con interenfriamiento, en la
que el gas se comprime en etapas y se enfría entre cada una de éstas pasándolo
a través de un intercambiador de calor llamado interenfriador.
Idealmente, el proceso de enfriamiento tiene lugar a presión constante y el gas se
enfría a la temperatura inicial en cada interenfriador. (Cengel, Y. (2006).
Los sistemas de compresión en múltiples etapas deben cumplir la siguiente
relación:
Donde:
:Relación de compresión.(adim.)
: Presión requerida en la descarga. (psia)
: Presión disponible en la succión.(psia)
Para seleccionar el número de etapas, se puede iniciar con las siguientes
aproximaciones
• Total = 5 usar una sola etapa
• Total ≥ 5 usar dos etapas
• Total ≥ 25 usar tres etapas de compresión
Los compresores de múltiples etapas se basan en la refrigeración
intermedia cada vez que la temperatura de entrada del gas y que la relación de
compresión requerida son tales que la temperatura de descarga del gas excede
de aproximadamente 300 ° F.
Los servicios de compresión de alta relación de presión comúnmente se
separan en etapas de compresión múltiples y casi siempre incluye enfriadores
entre etapas a fin de remover el calor generado en la compresión. La compresión
se lleva a cabo por etapas, por las siguientes razones.
1. Para limitar la temperatura de descarga de cada etapa a niveles que sean
seguros desde el punto de vista de limitaciones mecánicas o tendencia de
ensuciamiento del gas.
2. Para tener disponibles corrientes laterales, en la secuencia de compresión
a niveles de presión intermedia, tales como en los sistemas de los
procesos de refrigeración.
3. Para aumentar la eficiencia total de compresión (a fin de obtener una
reducción en potencia) manteniendo la compresión tan isotérmica como
sea posible, optimizando la inversión adicional en enfriadores inter etapas y
los costos de operación del agua de enfriamiento contra el ahorro de
potencia.
4. Para enfriar las entradas a las etapas y de esta manera reducir los
requerimientos de cabezal de compresión total, suficientemente a fin de
disminuir el número de etapas de compresión requeridas. Esto da como
resultado compresores más compactos y de costos de construcción más
bajos.
ENDULZAMIENTO
Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas
que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de
hidrógeno (H2S). El agua se elimina con productos químicos que absorben el
vapor de H2O. El H2S se trata y elimina en plantas de endulzamiento.
Solventes
Hay dos clases de solventes utilizados en el proceso de endulzamiento, los
físicos y los químicos.
A continuación se enlistan las consideraciones que se deben tener en cuenta al
elegir el tipo de solvente con el que se va a trabajar en un proceso de
endulzamiento.
1. La presión y temperatura de operación.
2. La cantidad de gases ácidos contenidos y los que se desean remover, la
selectividad y las especificaciones del gas a tratar.
3. Eliminación de los gases ácidos (recuperación de azufre, incineración).
4. Contaminantes en el gas de entrada (oxígeno, compuestos de azufre).
5. Preferencias del cliente (capital y costos de operación, eficiencia del
combustible, costos de los solventes, etc.)
Solventes Químicos
Los solventes químicos, por lo general, son alcanolaminas en solución
acuosa que reaccionan química y reversiblemente con los gases ácidos, por
consiguiente, al elevar la temperatura se puede recuperar el solvente.
Las aminas son compuestos derivados del amoníaco ( ), son bases orgánicas
donde uno, dos o tres grupos alquilo pueden ser sustituidos en lugar de los
hidrógenos en el amoníaco para dar aminas primarias, secundarias y terciarias
respectivamente.
Las aminas se dividen en primarias (monoetanolamina, diglicolamina),
secundarias (dietanolamina) y terciarias (metildietanolamina, trietanolamina),
dependiendo del número de sustituciones que se hagansobre el nitrógeno.
Las aminas se han convertido en sustancias químicas muy importantes ya que son
empleadas como solventes en los procesos de endulzamiento de gas natural. En
un inicio la monoetanolamina (MEA) era la más utilizada en cualquier aplicación de
endulzamiento, después fue sustituida por la dietanolamina (DEA) ya que daba
mejores resultados. En los últimos años el uso de metildietanolamina (MDEA) así
como las mezclas de aminas han ganado popularidad. El uso de estas aminas
depende de su grado de selectividad para la remoción de los contaminantes
ácidos.
Los procesos continuos de endulzamiento de gas usan soluciones acuosas de
alcanolaminas. Un solvente físico suele añadirse en esta solución para mejorar su
comportamiento en situaciones especiales donde la alcanolamina sola es
inadecuada, por ejemplo: cuando se presenta una corriente de gas natural con
altas concentraciones de gases ácidos y/o RSH.
Las ventajas de estos procesos donde la solución acuosa de amina es regenerada
y recirculada son:
1. Remoción completa de medianas a altas concentraciones de gases ácidos,
incluso a altas tasas de flujo de gas con un consumo insignificante de
reactante.
2. Costos de operación relativamente bajos por libra de azufre removida en
comparación con el proceso por cargas.
3. La composición de la solución puede ser adaptada a la composición del gas
agrio.
4. Grandes cantidades de componente de azufre orgánico pueden ser también
removidos cuando un solvente físico se añade a la solución de amina.
Las desventajas son :
1. Alta inversión inicial comparada con el proceso por cargas.
2. Los costos de operación y mantenimiento son significativos.
3. Algunos procesos como Sulfinol y Flexsorb requieren licencia o regalías.
Monoetanolamina (MEA)
La MEA fue la primera alcanolamina que fue usada y el proceso no ha
cambiado mucho hasta la actualidad. A pesar de que su uso ha decrecido
recientemente, ésta se usa cuando la presión parcial y/o la concentración de
gases ácidos son bajos en el gas natural. La MEA es la amina primaria con el
peso molecular más bajo, por lo tanto, es la más reactiva, volátil y corrosiva. Es
por esto que se utiliza en soluciones relativamente diluidas, tiene las mayores
pérdidas de vaporización, requiere más calor para la regeneración, y tiene la
recepción más baja de hidrocarburos.
Dietanilamina (DEA)
Es una amina secundaria comúmente utilizada en cantidades menores al 35%
en peso, sin embargo, su uso aumenta la posible corrosión en la tubería y equipos
de proceso. Tiene las siguientes ventajas(Serrano, 2004):
• Selectividad hacia el y
• Se usa a presiones altas.
• Volatilidad relativamente baja.
• Baja energía de regeración (relativa inestabilidad de sus productos de
reacción).
Metildietanolamina (MDEA)
Es una amina terciaria utilizada en un rango de 20 a 50 % en peso. Tiene las
siguientes ventajas:
• Selectividad hacia el en presencia de .
• Requerimientos de energía reducidos.
• Alta estabilidad térmica.
• No reacciona con los COS y .
• Bajo potencial de degradación.
• No requiere ser cambiada constantemente debido a su baja volatilidad y
alta estabilidad.
• Menores problemas de corrosión.
Solventes físicos
Estos son líquidos orgánicos que absorben y a altas presiones y
bajas temperaturas. La regeneración es mediante la separación a presión
atmosférica y a veces al vacío por lo general sin calor.
Los diagramas de flujo básicos son similares a los del procesamiento de
alcanolamina, y las opciones de una sola etapa de absorción, corrientes divididas
y la absorción de dos etapas están disponibles.
El solvente físico debe ser de bajo punto de fusión, baja viscosidad, químicamente
estable, no tóxico, no corrosivo, selectivo para el gas contaminante, y disponible.
La recolección de gas es proporcional a la presión de gas ácido.
En las siguientes descripciones de procesos, se enfatiza Selexol debido a que el
uso principal es para corrientes de gas natural y gases no sintéticos.
Selexol
Selexol es utilizado en más de 50 instalaciones en todo el mundo para
remoción bruta de y también, más recientemente, para la eliminación de
simultánea. Es una mezcla de dimetil éteres de glicoles de polietileno
principalmente el trímero a través de hexámero. No es tóxico, posee alto punto de
ebullición, puede ser utilizado en equipos de acero al carbono, y es un excelente
solvente para los gases ácidos, otros gases sulfurosos, hidrocarburos más
pesados, y compuestos aromáticos.
Rectisol
El metanol es el solvente Rectisol, y la alta volatilidad requiere que la torre
de contacto sea a muy bajas temperaturas, por ejemplo, 0 a 70 ° C. Se utiliza
principalmente para el tratamiento de gas de síntesis en Europa. El procesamiento
adicional incluye la recuperación de los hidrocarburos desde las corrientes de
y .
Purisol
El solvente Lurgi Purisol disol es n-metil-1-2-pirrolidona, también conocido
como NMP o M Pyrol. Es un excelente solvente de , , RSH,
hidrocarburos, y desafortunadamente muchos elastómeros. Además, es muy
selectiva hacia el , pero el punto de ebullición de 396 °C, aunque adecuada
para el proceso Purisol, es demasiado baja para su uso como un aditivo para
soluciones de alcanolamina. Al igual que Rectisol, la mayoría de las aplicaciones
de Purisol se han utilizado en Europa para los gases sintéticos.
Solvente de Flúor
Este proceso utiliza carbonato de propileno para remover , , COS y
RSH de corrientes de gas natural. No es selectiva hacia . Todos los tipos de
compuestos de azufre se pueden reducir a 4 ppm o menos. Sin embargo, el
principal uso ha sido como una alternativa a Selexol para la remoción gruesa de
.
Soluciones Mixtas
El Sulfinol de Shell fue el primero de estos procesos, la solución usa
sulfolane como el solvente físico principal con las aminas DIPA o MDEA. Además
de absorber componentes orgánicos de azufre, la capacidad del Sulfinol para los
gases ácidos aumenta con la presión parcial de los mismos. Este es un fenómeno
de la ley de Henry sin limitación estequiométrica y con liberación de calor mucho
menor.
Adsorción
La adsorción es el proceso mediante el cual las moléculas de gas o líquido
son sostenidas en la superficie de un sólido. Esta retención puede ser producto de
una reacción química, condensación capilar, fuerzas intermoleculares o una
combinación de las anteriores. Una aplicación más extendida es la deshidratación
del gas natural, especialmente como el primer paso en el recobro criogénico de los
líquidos del gas natural.
Los tamices moleculares de zeolita son los adsorbentes más adecuados para H2s,
CO2, RSH, entre otros. Ellos son no corrosivos, no tóxicos, y están disponibles en
tamaños de poro entre 3 y 10 angstroms. Los tamaños de poros más pequeños
absorben pero son muy pequeños para permitir el paso de los mercaptanos
más pesados. Los tamaños más grandes son comúnmente usados para la
remoción total de azufre.
Los tamices moleculares adsorben sólo moléculas polares. Entre los
contaminantes comunes del gas natural, el agua es el principal compuesto
adsorbido seguido por los mercaptanos, y en ese orden.
Debido a que los componentes con una mayor afinidad para la adsorción
desplazarán los componentes con una capacidad de adsorción más pequeña, la
remoción selectiva para los contaminantes de azufre se puede obtener cuando
hay concentraciones muy bajas en el afluente como 0,01 g/100 PCS.
Membranas
La separación por membranas es uno de los desarrollos más recientes y a
pesar de las desventajas económicas, su uso está creciendo firmemente. La
separación entre gases ocurre sobre una base molecular, es por ello que deben
usarse delgadas capas sin poros (la permeación a lo largo de las capas o cintas
no es una filtración: es sorción en el lado de alta presión, es difusión a lo largo de
la cinta, y es de sorción en el lado de baja presión). Las membranas consisten en
una cinta ultra delgada de polímeros en el tope de un delgado y poroso sustrato.
Dependiendo del diseño, el recubrimiento o el sustrato controlan la tasa de
permeación en la capa compuesta.
El empaquetado se fija en un tanque cilídrico de presión alrededor de un tubo
permeable axial para formar un elemento el cual es típicamente de 0,1016 a
0,2032metrosde ancho, por 1,524 metros de largo. Los elementos están
combinados en paralelo y/o series para formar el paquete separador. Para estas
membranas, el revestidor de acetato denso, no poroso y celuloso es típicamente la
capa activa o la capa controladora de prermeación.
Para el separador de fibras huecas se usan cilindros huecos menores a un
milímetro de diámetro externo, girado de material de control de separación
usualmente una polisulfona recubierta de un elastómero de silicón para protección.
La dimensión típica del muro es alrededor de 300 micrones, la capa de separación
es sólo de 500 a 1000 angstroms. El paquete de fibras huecas, el cual está sellado
al final encaja en el casco de acero.
El gas de salida no permeado y de alimentación está en el lado del casco, y el gas
permeado está en el lado del tubo. Las dimensiones típicas son de 4 a 8 pulgadas
de diámetro y entre 10 a 20 pies de largo.
Separador de Espiral Cortado.
MERCADO INTERNO DE GAS NATURAL POR SECTOR
La estructura de comercialización de gas natural en el mercado interno está
compuesto por tres grandes sectores, i) Sector Eléctrico; ii) Sector Gas por Redes
con las categorías: Residencial, Comercial, Industrial y Transporte Vehicular y iii)
Sector Consumidores Directos y Otros. En promedio, el consumo del mercado
interno durante el año 2014, alcanzó a 10,37 MMm3/día, lo que significa un
incremento del 12,47% respecto a la gestión 2013, donde el sector con mayor
incidencia en este crecimiento fue el Sector Eléctrico (con 7,14% de incidencia)
seguido del Sector de Gas por Redes (3,26%) y Consumidores Directos y Otros
(2,07%). Asimismo, en relación al año 2013, el consumo promedio del Sector
Eléctrico creció en 16,02%, el Sector Residencial, Comercial, Industrial y
Transporte Vehicular en 6,82% y el consumo directo y otros en 26,76%.
MERCADO EXTERNO SEGÚN DESTINO
El contrato de compra venta de gas natural (GSA) fue suscrito en 1996, tiene una
duración de 21 años, esto es a partir de 1999 hasta 2019. Este contrato
inicialmente estableció el envío de 16 MMm3/día de gas natural, sin embargo,
después de la firma de dos Adendas, se llegó a establecer el máximo volumen
contractual de venta de 30,08 MMm3/día más el gas combustible requerido en el
tramo Mutún - Sao Paulo, y que actualmente se encuentra en vigencia. Asimismo,
desde los inicios del contrato se estableció un poder calorífico en base saturada
que no sea menor a 1.034 BTU/pc.
El contrato de compra venta de gas natural entre YPFB y Energía Argentina S.A.
(ENARSA), fue suscrito el 2006 con una duración de 21 años a partir del 1º de
enero de 2007 hasta el año 2026 y establece el envío de un volumen inicial de 7,7
MMm3/día durante los tres primeros años, con posibilidad de incrementarse en
función de las ampliaciones de gasoductos en ambos países, hasta alcanzar un
volumen de 27,7 MMm3/día, manteniendo este nivel hasta la finalización del
contrato. El 26 de marzo de 2010 se suscribió la primera adenda a este contrato
que entró en vigencia el 1º de mayo de 2010, la cual establece volúmenes
mínimos de recepción y entrega de forma obligatoria y cláusulas de garantías
comerciales (de pago y de entrega) entre otros. Asimismo, desde el inicio del
contrato se estableció un poder calorífico en base seca que no sea menor a 1.000
BTU/pc.
En el mes de julio de 2012, se firmó un “contrato interrumpible de compra y venta
de gas natural” entre YPFB y ENARSA. El acuerdo entró en vigencia ese mismo
mes y contempla una duración de 15 años hasta el 31 de diciembre de 2026. Es
un contrato independiente al suscrito el 2006 y establece volúmenes
interrumpibles que no generan obligaciones a YPFB y tampoco compromete
reservas en firme.
Los volúmenes diarios exportados al mercado del Brasil a través del contrato
YPFB – Petrobras (GSA) mostraron estabilidad a lo largo del 2014, con un
promedio de volúmenes diarios de 32,5 MMm3. El volumen más bajo se registró el
29 de noviembre con 22,7 MMm3 y los más altos se registraron los días 15 y 16
de febrero, 4, 5, 6 y 9 de marzo, 10, 11 y 12 de junio con 33,9 MMm3.
Las exportaciones al mercado de Argentina, a través del contrato YPFB –
ENARSA, mostraron en promedio diario de 15,7 MMm3. El volumen diario más
bajo fue de 2,4 MMm3 registrado el 25 de noviembre. Asimismo, el volumen más
alto fue de 18,7 MMm3 que se registró los días 12 y 13 de febrero.
Estructura del alcance del proyecto
Bibliografía/ Weblografia
Apéndice o Anexos
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