Republica Bolivariana de Venezuela

Ministerio Del Poder Popular Para La Defensa

Universidad Nacional Experimental Politécnica De Las Fuerzas Armadas Bolivarianas (UNEFA)

4to Semestre ; Ingeniería de Gas

Nucleó Guárico ; Sede Tucupido

Gasotecnia

(Asignacion 2do

Parcial)

Profesora: Bachiller:

Ing. Vilmarhyt Valera. Cristina Bolívar

Diciembre ; 2011

COMPORTAMIENTO DE FASE EN SISTEMAS DE HIDROCARBUROS:

En muchos casos desde la industria petrolera hasta la preparación de productos farmacéuticos o alimenticios. Es de primera importancia determinar el comportamiento de fase del sistema considerado. Se entiende por comportamiento de fase la descripción del número de fases que presenta el sistema al equilibrio. Los casos más interesantes son: (1) El comportamiento monofásico, situación en la cual se obtiene la solubilidad total de todos los componentes, a menudo, en forma de microemulsión. (2) El comportamiento bifásico, en el cual se obtiene un equilibrio entre una fase acuosa y una fase orgánica (aceite) situación que en general produce una emulsión cuando se agita el sistema. (3) El comportamiento trifásico que aparece en un caso particular extremadamente importante, que corresponde a la formulación óptima. Para un sistema dado de componentes, el comportamiento de fase depende de la composición, es decir de la proporción de los diferentes componentes del sistema. Se deberá entonces representar el comportamiento de fase en función de la composición del sistema, en general sobre un diagrama ternario o cuaternario.

Se buscarán en particular las fronteras entre un comportamiento de fase y otro. Cuando se cambia la naturaleza de uno de los componentes, estas fronteras tienden a variar y a veces el diagrama cambia de aspecto. Es necesario por tanto estudiar el cambio de aspecto de los diagramas, a veces de manera simplificada a través de la variación del comportamiento de fase en un punto del diagrama en función de la variable estudiada. En efecto, se debe enfrentar en general el problema de la representación de un efecto que pone en juego a más de tres variables. Si estas tres variables están relacionadas entre ellas y que solamente hayan dos independientes, se podrán representar los efectos sobre un diagrama ternario plano. Este es el caso del comportamiento de fase de un sistema ternario. Si el sistema posee cuatro componentes donde las concentraciones están relacionadas (por ejemplo, masa total constante) es necesario realizar, entonces, una representación cuaternaria tridimensional, lo que implica muchos más dificultades

Cualquier materia presente en el universo puede estar en el sistema de tres fases: sólido, líquido o gaseoso. Por ejemplo: hielo, agua liquida y vapor de agua, son tres fases, cada una físicamente distinta y homogénea, claramente separadas. El término fase representa cualquier parte del sistema, homogénea y físicamente distinta. El hidrocarburo en el yacimiento y en los pozos es un fluido que está en dos fases en líquido, en gaseoso o en ambos.

Por ende, para descubrir el tipo de yacimiento de hidrocarburo hay que determinar el estado que se encuentra la mezcla en el yacimiento, utilizando criterios termodinámicos de fases. En estos criterios influye la presión y la temperatura, sometiendo a una sustancia a que este presente como una fase liquida o gaseosa.

Cuatros fases físicos controlan el comportamiento de fases de mezclas de hidrocarburos: presión, atracción molecular, energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura) y repulsión molecular. Los hidrocarburos aumentan su densidad cuando la presión y la atracción molecular mantienen una fuerza mayor a las moléculas juntas entre si. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcionales a la distancia entre las mismas.

Las moléculas se dispersan debido a la energía cinética y a la repulsión molecular cuando la temperatura es mayor produciendo disminución de la densidad, como es el caso cuando un liquido se gasifica o un gas se expande. Los hidrocarburos presentan un comportamiento regular que es de pasar de fase liquida a gaseosa o viceversa, esto de acuerdo al aumento o disminución de la presión y la temperatura.

A través de un diagrama de presión-temperatura se puede observar el comportamiento de la mezcla de hidrocarburos al cambiar su fase de líquido a gas, dicho diagrama resulta al unir una curva de puntos de burbujeo con la de puntos de rocío. El sistema mezcla de hidrocarburos cuando se encuentra en los puntos de burbujeo está en fase liquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas, mientras que en el punto de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de liquido.

Dichas curvas se unen en un punto denominado punto crítico donde las propiedades intensivas que son aquellas que no dependen de la masa, densidad, viscosidad, etc. del gas y líquido son iguales.

El domo de fases se divide en tres regiones la del liquido (monofásico) que se encuentra fuera del domo y a la izquierda de la temperatura critica, la de dos fases (bifásico) que se encuentra dentro del domo y donde se encuentran en equilibrio el gas y el liquido, allí se encuentran unas líneas de isocalidad que unen puntos de igual porcentaje volumétrico de liquido en la mezcla liquido-gas, y la de gas (monofásico) se encuentra en la parte derecha de la temperatura critica también afuera del domo.

Todas las curvas del domo convergen en el punto crítico, de izquierda a derecha va disminuyendo respectivamente su porcentaje volumétrico donde el 100% de liquido es de las curvas de burbujeo y la de 0% de liquido es de las curvas de rocío. La máxima temperatura a cualquier presión se encuentra en fase gaseosa y se denomina temperatura cricondentermica y la máxima presión se denomina presión cricondenbarica las dos a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido.

Gracias a este diagrama de presión-temperatura se pueden clasificar los distintos tipos de yacimientos desde un punto de vista técnico de acuerdo con la localización de la temperatura y presión inicial del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo.

Toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que dependen solo de la composición de la acumulación, pero todas en este diagrama presenta una condensación retrograda que es causada por las fuerzas que actúan sobre las moléculas de diferentes tamaño y dependen del balance de esas fuerzas².

La zona retrograda está limitada en su parte superior por la curva de rocío entre el punto critico y el cricondentermico y en la parte inferior por las curvas de isocalidad. Entre la temperatura crítica y la cricondentermica, el diagrama de fases muestra dos puntos de rocío a una misma temperatura.

Diagrama de fase para una mezcla de hidrocarburos

TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

El proceso de producción del gas natural es simple y muy parecido al del petróleo. Primero, el gas natural se extrae por medio de perforaciones en pozos terrestres o en los océanos, después se transporta por gasoductos (por tierra) o buques (por mar) hasta la planta de depurado y transformación para ser conducido después hacia una red de gas o a las zonas de almacenamiento. El gas debe tener las siguientes fases:

Exploración

La exploración es una etapa muy importante del proceso. En el transcurso de los primeros años de la industria del gas natural, cuando no se conocía muy bien el producto, los pozos se perforaban de manera intuitiva. Sin embargo, hoy en día, teniendo en cuenta los elevados costos de extracción, las compañías no pueden arriesgarse a hacer excavaciones en cualquier lugar. Los geólogos juegan un papel importante en la identificación de napas de gas. Para encontrar una zona donde es posible descubrir gas natural, analizan la composición del suelo y la comparan a las muestras sacadas de otras zonas donde ya se ha encontrado gas natural. Posteriormente llevan a cabo análisis específicos como el estudio de las formaciones de rocas a nivel del suelo donde se pudieron haber formado napas de gas natural. Las técnicas de prospección han evolucionado a lo largo de los años para proporcionar valiosas informaciones sobre la posible existencia de depósitos de gas natural. Cuanto más precisas sean las técnicas, mayor será la posibilidad de descubrir gas durante una perforación.

Extracción

El gas natural se extrae cavando un hueco en la roca. La perforación puede efectuarse en tierra o en mar. El equipamiento que se emplea depende de la localización de la napa de gas y de la naturaleza de la roca. Si es una formación poco profunda se puede utilizar perforación de cable. Mediante este sistema una broca de metal pesado sube y baja repetidamente en la superficie de la tierra. Para prospecciones a mayor profundidad, se necesitan plataformas de perforación rotativa. Este método es el más utilizado en la actualidad y consiste en una broca puntiaguda para perforar a través de las capas de tierra y roca

Una vez que se ha encontrado el gas natural, debe ser extraído de forma eficiente. La tasa de recuperación más eficiente representa la máxima cantidad de gas natural que

puede ser extraída en un período de tiempo dado sin dañar la formación. Varias pruebas deben ser efectuadas en esta etapa del proceso.

Lo más común es que el gas natural esté bajo presión y salga de un pozo sin intervención externa. Sin embargo, a veces es necesario utilizar bombas u otros métodos más complicados para obtener el gas de la tierra. El método de elevación más difundido es el bombeo de barra

Producción. Consiste en llevar el gas desde los yacimientos del subsuelo hasta la superficie, a través de pozos productores. En el subsuelo, el gas se encuentra disuelto o en la capa de gas en los yacimientos de condensado “Gas Asociado” y en yacimientos de gas libre –“Gas No Asociado”-.

Separación. Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de separación de líquidos (petróleo, condensado y agua) en recipientes metálicos a presión llamados separadores. Cuando se trata de gas libre, no asociado con el petróleo, este proceso no es necesario, y el gas va directamente al siguiente paso.

Tratamiento. Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de hidrógeno (H2S). El agua se elimina con productos químicos que absorben la humedad. El H2S se trata y elimina en plantas de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan y pueden ser comercializadas con otros fines. El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento y refinado del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las diferentes aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos líquidos del gas natural y después una separación entre los diferentes elementos que componen los líquidos.

El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:

- Toxicidad del H2S.

- Corrosión por presencia de H2S y CO2.

- En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo.

- Disminución del poder calorífico del gas.

- Promoción de la formación de hidratos.

- Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica.

- Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.

La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades. La conversión de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente:

1 grano = 0,064798 g

Peso molecular del H2S = 34.

ppm (V) = %(V)*104

Granos/100PCN = (5.1)

Miligramos/m³ = (5.2)

Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V) es la concentración en partes por millón por volumen.

Endulzamiento: Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el Disulfuro de Carbono (CS2), son degran importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo general, estos componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se tratará. Luego como es lógico esto es de alto riesgo para los procesos industriales de endulzamiento, en vista que si hay una alta concentración de estos

elementos, es muy posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos pueden alterar el normal proceso de los endulzadores.

Los procesos de Endulzamiento del Gas Natural:

Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción: El proceso de Absorción se define como La penetración o desaparición aparente d moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o líquido. La absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes,aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidos Este es un proceso, en donde un líquido es capaz de absorber una sustancia gaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción serealiza utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos.

Endulzamiento de Gas Natural con Aminas: El endulzamiento del gas natural con solventes químicos por lo general se realiza con aminas. Se usa la designación de amina primaria secundaria y terciaria para referirse al número degrupos alquilo CH3 , que al reemplazados a Hidrógenos en la molécula de Amoniaco una forma esquemática la estructura de una amina primara (a), secundaría (b) y terciaria (c) (NH3 )

Endulzamiento por Mallas Moleculares Se pueden utilizar para absorber físicamente los gases ácidos y luego se regeneran utilizando elevadas temperaturas o disminuciones de la presión.

Endulzamiento por Membranas En la actualidad se están utilizando bastante las membranas permeables. La separación se logra aprovechando la ventaja de las diferencias de afinidad / difusividad, ya que el H20;H2S y C02 son altos difusores, esto indica que pueden pasar a través de una membrana con mayor facilidad que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz.Esto permite separar las impurezas del gas natural.

Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno: El proceso de Enduzamiento de Gas natural, también se puede emplear sustancias químicas que capaces de atrapar el H2S y eliminarlo de la mezcla gaseosa.

Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla

reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).

Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el azufr obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces, para comercializarlo.

Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.

Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósfera y por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

Extracción de líquidos. Este proceso es al que se somete el gas natural rico libre de impurezas, con la finalidad de separar el gas metano seco (CH4) de los llamados “Líquidos del Gas Natural”, LGN, integrados por etano, propano, butanos, pentanos (gasolina natural) y nafta residual.

Compresión. Es el proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con la finalidad de aumentarle la presión y enviarlo a sistemas de transporte y distribución para su utilización en el sector industrial y doméstico y en las operaciones de producción de la industria petrolera (inyección a los yacimientos y a los pozos que producen por Gas Lift.

Fraccionamiento. Los Líquidos del Gas Natural (LGN) se envían a las plantas de fraccionamiento, donde se obtiene por separado etano, propano, butano normal e isobutano, gasolina natural y nafta residual, que se almacenan en forma refrigerada y presurizada en recipientes esféricos.

Transporte y almacenamiento :Una vez tratado, el gas natural pasa a un sistema de transmisión para poder ser transportado hacia la zona donde será utilizado. El transporte puede ser por vía terrestre, a través de gasoductos que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de diámetro. En este caso la presión de trabajo debe de ser elevada en por lo menos un 20%. El transporte puede efectuarse a granel, en caso de gas licuado o comprimido en el caso del gas natural.

Almacenaje. Este proceso dependerá que el gas tenga alta o baja presión

Regulación de Presiones: En diversas etapas de la industria del gas existe la necesidad de mantener una presión constante, y esto debe ocurrir en forma independiente al caudal que circula. Esto, ocurre, por ejemplo en las redes de distribución de gas a baja presión, la cual debe ser prácticamente constante y de un valor para el cual están diseñados los quemadores de los artefactos. Si la red trabajase a una presión mayor, se hace necesario regular la presión para cada usuario, mediante reguladores individuales.

La Distribución. Para, el caso del gas natural o manufacturado, la distribución se hace por redes, ahora si se trata de gas licuado, la distribución se realiza mediante envasado.

La Medición. En este caso la medición se realiza mediante interpolación de placa de orificio. También se utilizan medidores de desplazamiento.

Utilización 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 .El desarrollo y perfeccionamiento de la tecnología del gas natural han contribuido decididamente en su utilización, tanto como fuente de energía o materia prima para industrias y los principales usos son:

Fuente de reinyección : de gas a yacimientos petroleros. Este proceso se realiza para mantener la presión en los yacimientos, ya que es de vital importancia mantener la presión de fondo, la cual se refiere a la presión medida en el fondo del hoyo o a cierta profundidad dentro del pozo, de forma de permitir una evaluación técnica de los yacimientos) En Venezuela, la presión de fondo es aproximadamente igual a la presión hidrostática. También es de importancia medir la presión de flujo, que se refiere a la presión que se mide en la superficie de unpozo, mientras produce. La presión de flujo es uno de los parámetros más importantes en la actividad evaluativa de los yacimientos) con fines derecuperación secundaria

Combustible para uso industrial, comercial y doméstico. El desarrollo y perfeccionamiento de la tecnología del gas natural han contribuido decididamente a que esta fuente natural de energía sea factor importante en la vida moderna, tanto para la industria como para el hogar. Como combustible ofrece una serie de ventajas que sobrepasan las características, disponibilidad y eficiencia y manejo de otros combustibles sólidos o líquidos

Insumo para procesos: El gas seco, húmedo o condensado, a través de tratamientos adecuados, sirve de insumo para la refinación petroquímica, donde por medio de plantas especialmente diseñadas se hacen recombinaciones de las moléculas de los hidrocarburos para obtener materia prima semielaborada para una cadena de otros procesos o productos finales para los mercados. También el gas natural asociado y no asociado procedente de yacimientos de gas es tratado y acondicionado para obtener gas seco de ciertas especificaciones, como metano, por ejemplo, el cual se despacha por gasoducto y red de distribución a ciudades y Centros industriales donde se utiliza como combustible.

Materia prima para procesos petroquímicos. Si el gas se somete a tratamientos a adecuados y separado el metano, etano, propano y butano puede ir finalmente a las plantas petroquímicas para ser convertido en una variedad de productos semielaborados o finales. De igual manera puede ser enviado a las refinerías, donde sus moléculas son desintegradas térmicamente y, a través de extracciones adicionales derivadas de los crudos allí refinados, son enviados a lasplantas petroquímicas. A su vez, las plantas petroquímicas pueden enviar productos a las refinerías. En conclusión se puede señalar que los usos del gas natural son múltiples.

Esquema del Gas Natural :