Texto Gnl v.f Enero 8-11

LICUEFACCIN DEL GAS NATURAL: una importante alternativa energtica

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LICUEFACCIN DEL GAS NATURAL:

UNA IMPORTANTE ALTERNATIVA ENERGTICA

DR.-ING. MSC. FABIO EMIRO SIERRA VARGAS DR-ING. MSC. CARLOS ALBERTO GUERRERO FAJARDO ING. CARLOS ANDRS GUERRERO ROMERO

Grupo de Investigacin en Aprovechamiento Energtico de Recursos Naturales. Universidad Nacional de Colombia, Facultad de Ciencias-Departamento de Qumica Sede Bogot.

Grupo de Investigacin en Mecanismos de Desarrollo Limpio y Gestin Energtica. Universidad Nacional de Colombia, Facultad de IngenieraSede Bogot.

Universidad Nacional de Colombia


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Facultad de Ingeniera Departamento de Ingeniera Mecnica y Mecatrnica Carlos Alberto Guerrero Fajardo Profesor Asociado Primera edicin, 2011 Bogot, Colombia

Decano: Diego Fernando Hernndez Lozada Vicedecano Acadmico: Gerardo Rodrguez Nio Director del Departamento de Ingeniera Mecnica y Mecatrnica: Luis Eduardo Bentez

Circulacin restringida Prohibida la circulacin total o parcial por cualquier medio Editado por la asociacin de Ingenieros Mecnicos de la Universidad Nacional AIMUN

ISBN 978-958-99238-1-8


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LICUEFACCIN DEL GAS NATURAL:

UNA IMPORTANTE ALTERNATIVA ENERGTICA

DR.-ING. MSc. CARLOS ALBERTO GUERRERO FAJARDO. Profesor Asociado Universidad Nacional. Departamento de Qumica. Director grupo de Investigacin en Aprovechamiento Energtico de Recursos Naturales.

DR.-ING. MSc. FABIO EMIRO SIERRA VARGAS. Profesor Asociado Universidad Nacional Departamento de Ingeniera Mecnica. Director del grupo de Investigacin en Mecanismos de Desarrollo Limpio y Gestin Energtica.

ING. CARLOS ANDRS GUERRERO ROMERO. Miembro del grupo de Investigacin en Aprovechamiento Energtico de Recursos Naturales.


4

PROLOGO En la actualidad gran parte del requerimiento energtico mundial

se centra en los combustibles, lo que los convierte en productos de

vital importancia y por tal razn estn en medio del conflicto

internacional por su manejo y control que permite el

fortalecimiento de las economas. El petrleo es el motor de las

economas mundiales y es por ello que la generacin de

combustibles como el Gas Natural Licuado se convierte en un

elemento esencial para la economa y desarrollo de los pases.

Es de inters general para nuestro pas, obtener una buena

capacidad energtica y un avance tecnolgico que permita un

abastecimiento efectivo, generando un mayor desarrollo

tecnolgico que favorezca nuestra economa y que genere un

avance hacia el desarrollo de energas limpias.

El gas natural se ha desarrollado en los ltimos aos de manera

acelerada, teniendo en cuenta que empieza a ser competitiva

frente a otros combustibles como la gasolina, es por ello que los

ltimos avances tecnolgicos se dirigen hacia el desarrollo

tecnolgico en el transporte que requiere una transformacin

importante para solucionar los problemas de desabastecimiento

que han venido afectando sustancialmente al sector industrial.

El desarrollo de una planta que realice el proceso de licuefaccin

del gas se convierte en una alternativa que facilite el transporte, del

mismo modo es posible almacenarlo para su distribucin a grandes


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distancias y sin gastos en infraestructura, como consecuencia del

mismo se lograr suplir la demanda actualmente insatisfecha.

Es en este tipo de macro proyectos, la investigacin cientfica

tiene el compromiso de estar trabajando para beneficio del pas,

teniendo en cuenta el potencial de hidrocarburos que posee

nuestra regin. Por tal razn, el grupo de investigacin

Aprovechamiento energtico de recursos naturales de la Facultad

de Ciencias y el grupo MDL y Gestin Energtica de la Facultad de

Ingeniera Mecnica-Mecatrnica, ambos de la Universidad

nacional de Colombia-Sede Bogot, trabajaron conjuntamente en

este proyecto de simulacin para establecer la tecnologa ms

apropiada con el fin de desarrollar el proyecto de licuefaccin del

gas natural en Colombia y buscar alternativas para los productos del

fraccionamiento y adecuacin del gas natural para su licuefaccin.

Los Autores


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CAPITULO 1

INTRODUCCIN

Una de las principales fuentes energticas del mundo, es el gas

natural, una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso,

constituida principalmente por metano y etano, el primero de los

cuales representa entre el 75 y 95% del volumen total de la mezcla,

y en menor proporcin por propano, butanos, pentanos e

hidrocarburos ms pesados. Generalmente, el gas natural contiene

impurezas tales como vapor de agua, gas carbnico, nitrgeno, e

inclusive sulfuro de hidrgeno, mercaptanos y helio (ECOPETROL).

El gas natural se encuentra en yacimientos en el subsuelo, por lo

que se obtiene directamente al hacer perforaciones en terrenos

petrolferos en capas superiores o perforaciones profundas,

procedentes de las transformaciones geolgicas durante el

cmbrico hasta los estratos ms recientes. Despus de procesado y

purificado, el gas natural se emplea como materia prima o como

combustible en los sectores industrial, termoelctrico, domstico,

comercial y de transporte terrestre, con fines de calefaccin,

alumbrado, obtencin de gasolina, helio y otros productos

qumicos.

El gas natural apenas se utilizaba en la industria, debido a la

abundancia de combustibles slidos y lquidos y, a la dificultad que

representaba su transporte y almacenamiento. Su uso fue posterior

al del petrleo, pues inicialmente el gas natural que apareca en casi

todos los yacimientos petrolferos, se quemaba a la salida del pozo


7

como un residuo ms. Sin embargo, la disminucin progresiva de las

reservas de hidrocarburos, ocasion que los productores de

combustibles fsiles encontraran una forma de aumentar la

extraccin de hidrocarburos, mediante el desarrollo de tcnicas y

procedimientos de licuefaccin de gases, o bien para soldar

tuberas capaces de resistir altas presiones (para la construccin de

gasoductos) (vila, 2009).

En la actualidad el gas natural como fuente de energa es vital en

el desarrollo de pases como China, quienes han aplicado mltiples

medidas regulatorias e incentivos en dicha direccin. Entre las

aplicaciones novedosas del gas natural est el suministro a

estaciones satelitales, el uso como combustible en automviles

(reduciendo de esta manera la polucin presente en el aire), la

conservacin de alimentos, la licuefaccin del aire, la produccin de

hielo seco y la pulverizacin criognica (Lin, W. et al., 2007).

1.1 PANORAMA DEL MERCADO DE GAS NATURAL

Actualmente, los pases del medio oriente cuentan con ms de la

mitad de las reservas mundiales de petrleo y gas natural, por lo

que la participacin de los dems pases en la regulacin de los

precios de los combustibles es muy poca. Este efecto, es controlado

por la Organizacin de Pases Exportadores de Petrleo, OPEP, que

est orientada a un control ms directo de los recursos petroleros

de cada pas y a los precios de exportacin en beneficio del pas

productor y no de compaas extranjeras (vila, 2009). En el

Informe de Estadsticas Energticas de 2009 emitido por la

Organizacin Latinoamericana de Energa, OLADE, se encuentra la


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distribucin mundial de las reservas probadas de Gas Natural

(Figura 1.1).

Figura 1.1 Reservas Probadas Mundiales de Gas Natural.

Fuente: Informe de Estadsticas Energticas, OLADE. 2009.

De acuerdo al ltimo informe estadstico de Energa en el mundo

emitido en Junio de 2010 (BP Statistical Review of World Energy

June 2010), el gas natural fue el combustible que experiment el

mayor y ms rpido descenso en consumo en la historia en todas

las regiones, exceptuando el Medio oriente y Asia Pacfica, con una

cada de 2.1% para 2009. Debido a ello y a la disponibilidad de

precios competitivos de Gas Natural Licuado (GNL) en Europa, la

produccin baj drsticamente en Rusia (-12.1%) y Turkmenistn (-

44.8%). Sin embargo, Estados Unidos present por tercer ao

consecutivo el mayor incremento en el mundo en la produccin de

gas natural; el Medio Oriente y Asia Pacfica tambin aumentaron la

produccin, impulsados por el crecimiento en Irn, Qatar, India y

China. El comercio mundial de gas natural se contrajo un 2.1% en

2009, el transporte en gasoductos se redujo un 5.8%, compensando

con creces el incremento del 7.6% en el comercio de GNL. Este

ltimo hecho, se debe a la aceleracin en las exportaciones de

Qatar y el surgimiento de Rusia como un exportador de GNL, que


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represent el 30.5% del comercio de gas. La Figura 1.2 y la Figura

1.3, presentan el consumo y produccin de gas natural discriminada

por zonas, observando el comportamiento anterior.

Figura 1.2 Consumo Anual de Gas Natural por Zona Geogrfica.

Fuente: Adaptado de BP Statistical Review of World Energy. June 2010.

Figura 1.3 Produccin Anual de Gas Natural por Zona Geogrfica.

Fuente: Adaptado de BP Statistical Review of World Energy. June 2010.

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Consumo Anual de Gas NaturalConsumo Anual de Gas NaturalConsumo Anual de Gas NaturalConsumo Anual de Gas Natural

Norte Amrica

Sur y CentroAmricaEuropa y Eurasia

Medio Oriente

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Produccin Anual de Gas NaturalProduccin Anual de Gas NaturalProduccin Anual de Gas NaturalProduccin Anual de Gas Natural

Asia Pacfico

frica

MedioOriente


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La produccin de Gas Natural en Colombia se registra para 2006

en 8.94 Gm3 con un consumo de 8.43 Gm3, lo cual lo sita en la

sptima posicin en los pases miembros de la OLADE (Figura 1.4)

(OLADE, 2007).

Figura 1.4 Produccin de Gas Natural en Amrica Latina en 2006.

Fuente: Sistema de Informacin Econmica Energtica. 2007. Gm3 Giga

metro cbico.

El proceso de enfriar el gas natural hasta su estado lquido,

transportar el GNL, almacenarlo en su punto de entrega y re-

gasificar el gas para distribuirlo se conoce comnmente como

Cadena de suministro de GNL (zelkan, E. et al., 2007). El

comercio de GNL ha presentado un crecimiento mundial, debido

entre otros factores- a la disminucin en los costos de transporte y

distribucin y disminucin de la produccin en aquellas regiones

abastecedoras a travs de gasoductos.

Medinaceli M., presenta en un estudio realizado al mercado de

Gas Natural Licuado en Amrica del Sur en 2009, la posible


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evolucin futura en la capacidad de regasificacin en esta zona, las

cuales reflejan la tendencia al crecimiento del GNL (Figura 1.5).

Figura 1.5 Capacidad proyectada de Regasificacin en Amrica del Sur.

Fuente: Mendinaceli M., 2009.

Empleando cuatro proyecciones de demanda con tasas de

crecimiento entre 1% y 4% Medinaceli M., contrasto en su estudio,

la capacidad instalada de GNL proyectada al ao 2015 con el

consumo interno de Amrica del Sur, la cual evidencia que si los

proyectos se desarrollan de acuerdo a lo planificado, en el presente

ao se estara cubriendo aproximadamente el 5% de la demanda

interna de gas natural, y el 17% y 22% para el ao 2015 (Figura 1.6).


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Figura 1.6 Proyectos de GNL vs. Consumo Interno de Gas Natural.


En el caso de Colombia, el nico proyecto de regasificacin podra

cubrir la demanda incremental en el mediano y largo plazo (Figura

1.7), pero de acuerdo al crecimiento del consumo interno de gas

natural en Colombia (Tabla 1.1) se estima que el problema para la

construccin de una planta de regasificacin es que la demanda de

gas natural actual y proyectada, probablemente no justifica la

puesta en marcha de un proyecto de dicha magnitud.


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Figura 1.7 Proyectos de GNL vs. Consumo Incremental Colombia.


Perodo Tasa de crecimiento

promedio anual

2005-2007 0.11%

2003-2007 1.92%

2001-2007 0.91%

1987-2007 2.60%

Tabla 1.1 Crecimiento del Consumo Interno de Gas Natural Colombia

Fuente: Medinaceli M., 2009

REFERENCIAS

vila Leiva, Rodrigo L. (2009). Gas natural: Uso, transporte y

desarrollo de nuevas tecnologas. Universidad Austral de Chile.

Escuela de Ingeniera Naval.

ECOPETROL. Gas Natural. Disponible en:

http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=210&conID=3

6624. Consultado: 2010-10-25.


14

Lin, W. et al. (2007) LNG (liqueed natural gas): A necessary part in

Chinas future energy Infrastructure. Energy

BP Statistical Review of World Energy. June 2010. Disponible en:

http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_

english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2008/

STAGING/local_assets/2010_downloads/statistical_review_of_worl

d_energy_full_report_2010.pdf. Consultado: 2010-10-30.

Medinaceli M., 2009. El Mercado de Gas Natural Licuado (GNL) en

Amrica del Sur: Una aproximacin preliminar. OLADE. Disponible

en:

http://www.olade.org.ec/documentos2/hidrocarburos/Proyecto.G

NL.pdf. Consultado: 2010-10-30.

OLADE. Informe de Estadsticas Energticas 2009. Ao Base 2008.

Disponible en:

http://www.olade.org/documentos2/InformeEnergetico2008/IEE-

2008.pdf. Consultado: 2010-10-30.

OLADE. Sistema de Informacin Econmica Energtica. Energa en

Cifras. Versin No. 18. Quito, Noviembre de 2007. Disponible en:

http://www.olade.org.ec/documentos2/plegablecifras-2006.pdf.

Consultado: 2010-10-30.

zelkan, E. et al. (2007) Optimizing liqueed natural gas terminal

design for effective supply-chain operations. International Journal of

Productions Economics. Volume 11, Issue 2, February 2008. Pages

529-542.


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CAPITULO 2

GENERALIDADES DEL GAS NATURAL

Trminos de referencia:

Sistema: Cuerpo de materia con lmites finitos (definidos)

que puede considerarse, si se desea, aislado del medio que

lo rodea.

Estado: Condicin de un sistema a un tiempo particular. Se

determina cuando todas las propiedades intensivas del

sistema son fijas. El nmero mnimo de propiedades que

deben describirse para fijar las propiedades dependen del

nmero de componentes y fases presentes en el sistema.

Equilibrio: Se considera que existe equilibrio en un sistema,

cuando sus propiedades intensivas permanecen constantes

con el tiempo, bajo las condiciones a las que existe el

sistema.

Presin de Vapor: Es la presin que ejerce la fase vapor en

el recipiente que lo contiene, cuando el lquido y vapor de

un componente puro se encuentran en equilibrio a

determinadas condiciones de presin y temperatura. El

nmero de molculas que se escapan del liquido, es igual al

nmero de molculas que regresan a l.

Punto de roco: Estado de un sistema multicomponente

completamente gaseoso en equilibrio con una cantidad

infinitesimal de liquido.

Presin y temperatura de roco: Es la condicin de presin

y temperatura a la cual el sistema se encuentra en su punto

de roco.


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Punto de burbujeo: Estado de un sistema multicomponente

completamente liquido en equilibrio con una cantidad

infinitesimal de gas.

Presin y temperatura de burbujeo: Es la presin y

temperatura a la cual el sistema se encuentra en su punto

de burbujeo.

Gas saturado: Gas en equilibrio con un lquido, a una

presin y temperatura dadas, correspondientes al punto de

roco.

Curva de punto de roco: Lugar geomtrico de los puntos

de presin y temperatura a los cuales se forma la primera

gota de lquido, al pasar un sistema del estado gas, al

estado de dos fases. Comnmente se denomina curva de

roco.

Curva de punto de burbujeo: Lugar geomtrico de los

puntos de presin y temperatura a los cuales se forma la

primera burbuja, al pasar un sistema del estado lquido, al

estado de dos fases. Comnmente se denomina curva de

burbujeo.

Regin de dos fases (gas-liquido): regin encerrada por las

curvas de los puntos de roco y burbujeo, en un diagrama

presin-temperatura del sistema donde el gas y liquido

coexisten en equilibrio.

Presin y temperatura crticas: Presin y temperatura a las

condiciones crticas.

Lneas Isovolumtricas: Tambin se denominan lneas de

calidad. Es el lugar geomtrico de los puntos de igual

porcentaje de volumen lquido en la regin de dos fases de

un diagrama P-T de un sistema dado.


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Cricondembtico: Presin mxima a la cual las fases liquido

y gas puedan coexistir.

Cricondentrmico: Temperatura mxima a la cual las fases

liquida y gas pueden coexistir.

Comportamiento retrgrado: Formacin de una fase de

mayor densidad (condensacin), al someter un sistema a

una reduccin isotrmica de presin o un incremento

isobrico de temperatura. Tambin puede definirse en el

sentido inverso: formacin de una fase de menor densidad

(vaporizacin), al someter un sistema a un aumento

isotrmico de presin o a una reduccin isobrica de

temperatura.

Regin retrograda: Cualquier regin, en el diagrama P-T de

un sistema, donde se produce condensacin o vaporizacin

en sentido inverso a lo que normalmente ocurre, es decir,

donde existe un comportamiento retrgrado.

Condensacin retrograda: Formacin de liquido

(condensacin) en un sistema, debido a la disminucin

isotrmica de presin o aumento isobrico de temperatura.

Vaporizacin retrograda: Formacin de gas (vaporizacin)

en un sistema, debido a la disminucin isobrica de

temperatura o aumento isotrmico de presin.

Merma: Es la disminucin en volumen de una fase lquida

debido a la liberacin de gas en solucin y contraccin

trmica de lquido.

Certidumbre de Ocurrencia: En yacimientos de crudo y gas,

es la factibilidad con la que se da la posibilidad de encontrar

un yacimiento factible de explotacin. Se tiene para este

criterio una definicin de reservas probadas, probables y

posibles.


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Facilidades de Produccin: Son aquellos sistemas, equipos y

mecanismos para ajustar las propiedades de un fluido

extrado de yacimiento antes de trasportarlo o procesarlo.

Se tienen para este criterio reservas probadas desarrolladas

y reservas probadas no desarrolladas.

Mtodo de Recuperacin: Son los sistemas empleados para

realizar la recuperacin de los fluidos de un yacimiento

hasta llevarlo a la superficie, depende de la variacin de las

propiedades de los fluidos en el yacimiento con el tiempo,

fundamentalmente de la presin. Existen tres mtodos de

recuperacin bsicos. Primario, aquel que aprovecha la

presin inicial del yacimiento en gradiente con la presin

superficial para que haya flujo del fluido hasta las

facilidades, para esto Py>>P0. Secundaria, aquella que

debido a una disminucin en la presin del pozo,

fundamentalmente para pozos muy grandes y con alta vida

de produccin, se reinyectan fluidos como agua o gas

(cuando no se extrae la fase gaseosa) con el objeto de

incrementar la presin sobre el fluido a extraer para que

contine fluyendo por el gradiente establecido entre la

superficie y el pozo. Terciaria, una vez que el gradiente de

presin no es el adecuado para que el fluido salga a la

superficie, es necesario involucrar un sistema de bombeo e

inyeccin de componentes que reduzcan el tamao del

pozo para mantener una presin necesaria para realizar el

bombeo, por lo general, esta tcnica se aplica cuando los

pozos estn al final de su vida productiva. Se tienen

reservas primarias y suplementarias para este criterio.

Reservas Probadas: Son los volmenes de hidrocarburos

estimados con razonable certeza y recuperables de


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yacimientos conocidos, de acuerdo con la informacin

geolgica y de ingeniera disponible y bajo condiciones

operacionales, econmicas y regulaciones gubernamentales

prevalecientes.

Reservas Probables: Son los volmenes estimados de

hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los

cuales la informacin geolgica, de ingeniera, contractual y

econmica, bajo las condiciones operacionales

prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al

de las reservas probadas) que se podrn recuperar

Reservas Posibles: Son los volmenes de hidrocarburos,

asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la

informacin geolgica y de ingeniera indica (con un grado

menor de certeza al de las reservas probables) que podran

ser recuperados bajo condiciones operacionales y

contractuales prevalecientes.

Se presenta entonces la interrogante de cmo se

determina el grado de certeza que dir como se

clasificarn las reservas, y la respuesta a esto se tiene

apelando a la simulacin de yacimientos.

2.1 Generalidades de los hidrocarburos

El gas natural es una mezcla de diversos gases relacionados

generalmente a los yacimientos de petrleo, es usado como una

fuente de energa no renovable y fundamentalmente se compone

por hidrocarburos de bajo peso molecular tales como metano (en

cantidades que pueden superar comnmente el 95%), etano,

propano, butano, pentano, hexano y en pequeas proporciones

trazas de compuestos ms pesados que rara vez superan las


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cadenas de 12 tomos de carbono; Aunque su composicin vara

segn el tipo de yacimiento en el que ste se encuentre, tambin es

comn encontrar otros gases como nitrgeno, dixido de carbono

(CO2), sulfuro de hidrgeno (H2S), helio, mercaptanos y otros

componentes segn la conformacin geolgica del pozo.

Generalmente el gas natural se encuentra atrapado en

conformaciones geolgicas subsuelo que permiten su

almacenamiento, para que esto suceda deben existir condiciones

de presin, espacio y sello adecuados que impidan su salida. Esto

hace posible entonces encontrar el gas en pozos de petrleo

asociado a l, el cual se denomina gas asociado al petrleo o en

pozos con poco o nada de petrleo al cual se le denomina gas no

asociado.

No se sabe con certeza el origen del gas natural, pero con

seguridad est muy ligado al origen del petrleo. Para tratar de dar

una explicacin al origen de estos recursos, a lo largo de la historia

se han propuesto diversas teoras sobre la formacin del crudo y el

gas natural, pero dos de estas teoras son las que ms acogida han

tenido por los cientficos: la teora Orgnica y la teora Inorgnica de

conformacin de hidrocarburos. La teora orgnica proporcin una

explicacin bastante aceptada por cientficos y gelogos. Se cree, y

existen pruebas de que el mar en la antigedad (hace millones de

aos) cubra la mayor parte de la tierra, un ejemplo de esto es la

evidencia geolgica encontrada en los golfos de Arabia y Mxico,

se estableci que este primero se encontraba cubierto por el mar

Arbigo hace millones de aos, pero la irrigacin de sedimentos por

parte de los ros Tigris y ufrates ha ayudado a la conformacin de

la plataforma que se conoce hoy en da. Por tal motivo durante el


21

desarrollo geolgico, los ros que fluyen hacia los mares llevan

grandes cantidades de lodo y material sedimentable que recogen a

lo largo de su trayectoria lo cual genera capas de acumulacin de

esta clase de material en el fondo del mar. Con la acumulacin

durante millones de aos se han formado capas de miles de metros

de barro lo cual gener una alta presin sobre los sedimentos

depositados en las capas inferiores, esto ayudo entonces a la

conformacin de las rocas sedimentarias (areniscas y pizarras) y los

carbonatos, formando contenedores geolgicos en donde

actualmente se encuentra el petrleo y el gas. Las pequeas plantas

y vida animal que llegaron al mar en el lodo, contando la cantidad

de material biolgico de los sedimentos y marinos atrapados en las

capas inferiores, constituyen la fuente principal de materia

orgnica, la cual sufri descomposicin por accin del oxigeno (O2)

y bacterias. En este proceso se obtienen productos como CO2, N2,

NH3, CH4, C2H6,... y a la vez se forman los primeros productos

lquidos solubles en agua. Quedando el material ms estable

respecto a la accin qumica y bacteriana en las zonas

sedimentarias.

A medida que pasa el tiempo, las rocas sedimentarias van

quedando enterradas por otras capas que se superponen a lo largo

de mucho tiempo, entre 1,5 y 3km de profundidad. En este tipo de

conformaciones hay un medio reductor, hay temperaturas ms

altas que las condiciones atmosfricas (de hasta 200C), presiones

considerables (10-30Mpa), y adems, todo este conjunto estar

encajonado entre otras rocas, las cuales pueden tener sustancias

que funcionen como catalizadores que favorecen reacciones entre

el material orgnico (arcillas). Todo esto hace que se produzcan una

serie de transformaciones.


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La teora actual considera que es en esta etapa cuando las

sustancias orgnicas, especialmente los lpidos (grasas, ceras,...),

sufren la descomposicin debido a los efectos trmicos y catalticos

dando lugar a los hidrocarburos constituyentes del petrleo. Este

proceso es largo y complicado, por lo que los detalles de los

mecanismos de este proceso estn todava sin aclarar, aunque

existen algunas teoras sobre determinadas etapas.

Como el material orgnico inicial del cual procede el petrleo se

encuentra disperso, los productos resultantes de su transformacin

(gas o petrleo) tambin estarn dispersos en la roca madre

petrolfera, normalmente arcilla.

Por otra parte, la teora inorgnica del origen de los hidrocarburos

(Propuesta desarrollada ampliamente por Berthelot (1886),

Mendeleiev (1897) y Moissan (1902)) establece que el petrleo se

form en depsitos de carbn, metales y arcillas profundos que

pertenecen a la conformacin de la corteza terrestre desde la

formacin misma de la tierra; la produccin de los aceites minerales

se debera a la descomposicin de carburos metlicos por la accin

del agua. Las aguas de filtracin, en contacto con los carburos

metlicos contenidos en las profundidades del suelo, daran

hidrocarburos acetilnicos de cadena corta, que se transformaran

en hidrocarburos saturados, cada vez ms complejos, por

polimerizacin y condensacin.

As es como una hiptesis emitida por Sabatier y Senderens, hace

intervenir una reaccin cataltica con fijacin de hidrgeno, en

presencia de metales como el nquel, en estado muy dividido.


23

Algunos gelogos han pensado vincular la formacin de aceites

minerales a fenmenos volcnicos: en efecto, los restos de terrenos

eruptivos, a menudo contienen hidrocarburos, y el azufre, producto

volcnico por excelencia, constituye casi constantemente las tierras

petrolferas. Se comprueba tambin, en el curso de las erupciones,

un desarrollo de hidrocarburos gaseosos, que podran polimerizarse

en el curso de los fenmenos postvolcnicos.

Pero esta hiptesis no encara la posibilidad de descomposicin de

los petrleos a temperatura de las bocas de erupcin, que es muy

elevada, y aunque se ha verificado en algunos yacimientos

(Cucaso, Rumania, Galicia), no ha sucedido lo mismo en las

regiones petrolferas de Canad, Texas y Rusia del Norte.

El petrleo es una mezcla lquida a condiciones de presin y

temperatura que estn dentro de un ancho margen, sin embargo

sus propiedades pueden variar dependiendo de la composicin,

adems segn el medio en el que ste se encuentre puede liberar

parte de los componentes ms livianos que contenga. Por otra

parte, el gas natural es una mezcla gaseosa a condiciones normales

de presin y temperatura, esto hace que tanto el gas como el

petrleo tengan mayor movilidad que el carbn, de la misma forma

el agua que queda como residuo. As podrn moverse, de tal forma

que normalmente las bolsas de petrleo y gas emigran, por lo que

generalmente no se van a encontrar en el mismo sitio de la

formacin. Los gelogos denominan a este fenmeno migracin, la

cual puede ser primaria o secundaria.

Como resultado de la migracin primaria, el petrleo y el gas se

van a colocar en las rocas vecinas, siempre que sean porosas. Las


24

causas de esto pueden ser un desalojamiento forzado, difusin (el

petrleo busca otro sitio; los que ms se difunden sern los gases),

desplazamiento debido al agua, presin por causa de los estratos,

filtracin por los poros de las rocas madre o bien puede viajar como

mezcla de gas y vapor cuando hay grandes temperaturas y

presiones.

Esta masa de petrleo y gas va a moverse posteriormente hacia

arriba, en lo que se denomina migracin secundaria, a travs de los

estratos porosos y como consecuencia de la gravedad o de la

presin de las placas tectnicas, emigra hasta llegar a la roca

impermeable que no permite la difusin a travs de ella. Esto se

denomina trampa estratigrfica para la bolsa de gas y petrleo. Hay

diferentes tipos de trampas estratigrficas:

Anticlinal:

Esta clase de reservorio se forma por el plegamiento de las capas

de roca que conforman la corteza terrestre, con flancos inclinados

en sentido opuesto (Figura 2.1).

El domo cimentado por las paredes es circular, creando una zona

anticlinal larga y estrecha. El gas y el crudo emigraron desde el

estrato permeable hasta quedar atrapados en la roca madre por las

capas de sello que encierran el pozo.


25

Figura 2.1 Pozo Anticlinal. (1) Bombeo de agua, (2) Extraccin de crudo, (3)

Extraccin de Gas. Tomado y adaptado de: (Abdel-Aal, H. K. and Aggour,

Mohamed. Petroleum & Gas field Processing 2003.Ed, Marcel Dekker,Ink.

Chap 1: Oil & Gas)

Domo salino:

Esta clase de pozo, constituye en una cpula de sal que con el

desarrollo geolgico del suelo se solidifica y va desplazando las

capas de roca adyacentes generando un alza de las dems capas de

la corteza (Figura 2.2). El petrleo y el gas quedan atrapados

entonces entre capas de roca impermeable o bien entre una capa

impermeable y el domo salino.


26

Figura 2.2 Conformacin de Domo salino. Tomado y adaptado de: (Abdel-

Aal, H. K. and Aggour, Mohamed. Petroleum & Gas field Processing 2003)

Falla:

Se produce cuando los estratos se rompen, quedando una capa

porosa frente a otra impermeable (Figura 2.3). As frena el paso del

petrleo o del gas, producindose una acumulacin que crea el

yacimiento.


27

Figura 2.3 Conformacin tipo falla. Tomado y adaptado de: (Abdel-Aal, H.

K. and Aggour, Mohamed. Petroleum & Gas field Processing 2003)

Inconformidad Geolgica:

Este tipo de pozo se forma por una inconformidad geolgica en la

cual las capas impermeables de roca son dispuestas en forma

irregular a travs de la corteza, generando puntos de corte con

otras capas que pueden servir de sello al crudo y gas.

Tipo Cpsula:

Esta clase de yacimiento no es muy comn, sin embargo se

presenta en conformaciones geolgicas tales que, por una

deposicin irregular de los sedimentos y pizarras que conforman la

roca, se crean espacios de material poroso (en donde generalmente

se encuentra el petrleo) rodeado por material no poroso,

favoreciendo el encapsulamiento de los hidrocarburos.


28

Combinacin de yacimientos:

La combinacin de fallas, cambios bruscos de porosidad, plegado

de la roca y otras condiciones propias de la transformacin

geolgica del yacimiento, permiten el almacenamiento del gas y

petrleo segn el tipo de suelo en el que ste se encuentre. Esta

conformacin es muy comn debido a la maduracin suficiente de

muchos de los pozos petroleros ya que la movilidad del suelo a lo

largo del tiempo, generan una combinacin de trampas

estratigrficas.

Esta acumulacin de gas y petrleo en las trampas es lo que se

denomina depsitos petrolferos. Si su cantidad es grande o hay

varios depsitos en las rocas se le llama yacimientos de petrleo y

gas o por aparte, segn cul sea el mayoritario en cada caso. El

petrleo y el gas se encuentran difundidos en un gran espacio, y de

ah viene el nombre que a los yacimientos se les da como campos

petrolferos, por lo general el casquete formado por gas est

siempre en equilibrio con el petrleo lquido. Esto es as porque las

condiciones en las rocas hacen que el petrleo y el gas llenen los

poros de las rocas encajonantes (Parra, R., 2008). As, cuanto

mayor sea el coeficiente de porosidad de las rocas, ms se van a

encontrar saturadas de petrleo. Como consecuencia, las arcillas, y

en particular las hmedas, que prcticamente no tienen poros,

sern buenas rocas cobertoras.

Adems de petrleo o gas en un depsito o yacimiento, tambin

vamos a encontrar agua, que procede de la materia inicial de la que

procede el petrleo. Esta agua va a ser salada, y el eliminarla es uno

de los primeros problemas que se presentan al tratar un crudo.


29

Los yacimientos de petrleo se encuentran a aproximadamente

entre unos 900-2000 m de profundidad, y es raro que el petrleo

aflore a la superficie. En la antigedad se usaba, por ejemplo, en

Mesopotamia, aprovechando estos afloramientos superficiales. Un

afloramiento superficial puede ser una bolsa que ha quedado del

resto de una migracin de hidrocarburos.

Los hidrocarburos que se presentan naturalmente pueden existir

en cuatro fases diferentes: gas, liquido, slido o en forma coloidal

(Parra, R., 2008). Con base en el tamao de la molcula, se puede

tener un mejor criterio para establecer la fase de algn estado

termodinmico de temperatura, presin y composicin. Adems de

esto, algunos hidrocarburos en el yacimiento contienen algunas

molculas de asfaltenos y resinas que forman agregados

suspendidos (coloides) los cuales coexisten con el petrleo en una

fase separada. La tabla 2.1, presenta un resumen de los

componentes principales del petrleo.

Fraccin Intervalo de ebullicin

(C)

Nmero de carbonos

Gas 275 C12

Gas Oil pesado Volatilidad baja Cadenas largas

Asfalto No voltil Estructuras condensadas

Tabla 2.1 Componentes principales del petrleo.

Fuente: Kostas, J. Leontaritis. Course Practical Asphaltes Solutions & Manegement.

Universidad Surcolombiana, 1996. Pg 1.


30

Los hidrocarburos son compuestos orgnicos formados por

tomos de carbono e hidrgeno, los cuales se clasifican segn la

cantidad de tomos y los tipos de enlaces que estos presenten. De

tal forma se pueden establecer grupos definidos de hidrocarburos

segn la similitud de las estructuras. Estos grupos adems,

presentan similitudes en algunas de sus propiedades fsicas y

qumicas, lo que permite inferir, de algn modo, el comportamiento

de mezclas grandes de estas sustancias. La figura 2.4, ilustra la

divisin general de los hidrocarburos.

Figura 2.4 Divisin general de hidrocarburos. Tomado y adaptado de:

(Parra Pinzn, Ricardo. Propiedades fsicas de los fluidos de yacimientos

(2008). Editorial Universidad Surcolombiana).

2.2 Yacimientos de Gas Natural

Los fluidos presentes en el yacimiento, una vez extrados estarn

en condiciones de presin y temperatura diferentes a las

condiciones en las que se exponan varios kilmetros bajo tierra,


31

por tal motivo las caractersticas de los fluidos no sern iguales en

ambos sitios, por lo que es necesario conocer la variacin de las

propiedades termodinmicas para saber no solo el comportamiento

de los fluidos en la superficie sino que tambin, una vez extrados,

predecir las propiedades del fluido dentro del pozo.

Como la presin dentro del yacimiento esta vara en funcin del

tiempo, las caractersticas de los fluidos presentes dentro del

mismo tambin varan. No obstante se considera, debido al

tamao, que la temperatura dentro del yacimiento permanece

constante, por lo tanto el objetivo de estudio es analizar la variacin

de las propiedades de los fluidos con la presin y la mejor forma de

hacerlo es usando los diagramas de fases multicomponente.

Por medio de estos diagramas, puede conocerse el estado del

sistema a determinadas condiciones de presin y temperatura, es

decir si existe, 1, 2, 3 o 4 fases (gas, liquido, slido y coloidal) en

equilibrio a las condiciones impuestas.

No obstante, describir a la perfeccin el estado termodinmico en

esta clase de sistema sera una tarea complicada si ste se analiza

con la regla de las fases de Gibbs, la cual se presenta a

continuacin:

P+V=C+2

Donde P es el nmero de fases presentes, V es la varianza y C el

nmero de componentes presentes. El trmino de varianza

identifica el nmero de propiedades intensivas que se deben

especificar para fijar por completo el estado de la masa de control.


32

Ahora, si se desea lograr que fijando la presin se conozca

plenamente el sistema descrito, la varianza para el sistema ser 1,

de tal forma V=1, lo que indica que:

P+1=C+2

P-C=2-1

P-C=1

P=1+ C

Lo cual establece que la cantidad de fases presentes en el sistema

depender directamente del nmero de componentes, y si bien se

sabe, el sistema de hidrocarburos es una mezcla de muchos

componentes, por tanto rigurosamente hablando se tendran tantas

fases como componentes tiene el sistema + 1.

Por tal motivo, se recurre a describir el sistema con diagramas de

fases segn los cortes de hidrocarburos representativos, el

siguiente es un diagrama de fases comn en un sistema de

hidrocarburos:


33

Figura 2.5 Diagrama de fases para un sistema de hidrocarburos,

representacin esquemtica de los tipos de fluidos en un reservorio:

(Carrillo Barandiarn, Lucio. Reservorios de Gas Condensado (2005),

Universidad Nacional de Ingeniera. Lima Per)

La clasificacin correcta de un yacimiento requiere del

conocimiento del comportamiento termodinmico de las fases

presentes en el yacimiento y las fuerzas responsables de los

mecanismos de produccin. En general, los yacimientos son

clasificados convencionalmente con base en la localizacin de los

puntos que representan la presin (Pi) y la temperatura (Ti) iniciales

del yacimiento con respecto a los diagramas P-T de los fluidos del

mismo.

De acuerdo con esto, los yacimientos pueden ser clasificados

dentro de dos tipos esenciales:

Yacimiento de petrleo:


34

Cuando la temperatura de un Yacimiento (Ty) es menor que la

temperatura crtica (Tc) de los fluidos del yacimiento, estos son

clasificados como yacimientos de petrleo.

Yacimiento de Gas:

Estos se presentan cuando la temperatura del yacimiento (Ty) es

mayor que la temperatura crtica (Tc) de los fluidos presentes en el,

formando una fase gaseosa, por lo cual se clasifican como

yacimientos de Gas.

2.2.1 Clasificacin de los yacimientos de gas:

En general, los gases naturales pueden ser categorizados con base

en sus fases; y segn las condiciones en el yacimiento se clasifican

en:

Yacimientos de Gas condensado retrogrado.

Yacimientos de gas condensado cerca al punto crtico.

Yacimientos de gas rico.

Yacimientos de gas pobre.

2.2.1.1 Yacimiento de gas condensado retrgrado:

Si la temperatura del yacimiento (Ty) se encuentra entre la

temperatura crtica (Tc) y la temperatura cricondentrmica (Tcdt) los

fluidos del yacimiento son de gas condensado retrgrado. Esta

categora de yacimientos de gases es el nico tipo de acumulacin


35

de hidrocarburos en que el comportamiento termodinmico

especial de los fluidos es el factor controlador en el proceso de

desarrollo y de deplecin del yacimiento.

Considerando que la condicin inicial de un yacimiento de gas

retrogrado es representada por el punto (1) en el diagrama de fases

P-T de la figura 2.6, como la presin en el yacimiento es mayor de la

presin en el punto de roco (punto 2), el sistema de hidrocarburos

existe con una fase simple (fase gas) en el yacimiento. Como la

presin del yacimiento declina isotrmicamente durante la

produccin desde la presin inicial (punto 1) hasta la presin de

roco (punto 2) en donde empieza a condensar el lquido. Este

proceso de condensacin retrgrada es continuo con presin

decreciente hasta que el lquido alcanza un punto mximo de

volumen lquido en el punto 3. En este punto el lquido deja de

aumentar y comienza a disminuir, el yacimiento pasa de la regin

retrgada a la regin de vaporizacin normal. En el punto 4, el

volumen del lquido condensado ha disminuido; esto quiere decir

que parte del lquido condensado debe evaporarse.


36

Figura 2.6 Diagrama P-T yacimiento de gas condensado retrgrado.

Tomado y adaptado de: (Parra Pinzn, Ricardo. Propiedades fsicas de los

fluidos de yacimientos (2008). Editorial Universidad Surcolombiana.)

2.2.1.2 Yacimientos de gas con pierna de petrleo:

Es comn encontrar una pequea pierna de petrleo en

yacimientos de gas condensado. En este caso el gas condensado se

encuentra saturado es su punto de de roco y el petrleo se

encentra saturado en su punto de burbujeo. La figura 2.7, muestra

los diagramas de fases del gas condensado y del petrleo en

equilibrio. Una disminucin de presin en este yacimiento produce

condensacin retrograda en la capa de gas y liberacin de gas en la

pierna de petrleo. El gas liberado se mezcla con el gas de la capa

de gas condensado y el condensado retrgrado con el petrleo de

la pierna.


37

Figura 2.7 Diagrama de fases de los fluidos de un yacimiento de gas con

pierna de petrleo. Tomado y adaptado de: (Parra Pinzn, Ricardo.

Propiedades fsicas de los fluidos de yacimientos (2008). Editorial

Universidad Surcolombiana.)

2.2.1.3 Yacimientos de gas condensado cercanos al punto crtico.

Si la temperatura del yacimiento est cerca de la temperatura

crtica, la mezcla de hidrocarburos se clasifica como gas condensado

cerca al punto crtico. Debido a que todas las lneas de calidad

convergen al punto crtico, una rpida concentracin se crea

inmediatamente declina la presin por debajo del punto de roco

cruzando rpidamente diversas lneas de calidad. En el punto donde

el lquido deja de aumentar y comienza a disminuir, el yacimiento

pasa de la regin de vaporizacin normal.


38

2.2.1.4 Yacimientos de gas rico.

Un diagrama tpico de gas rico es mostrado en la figura 2.8, donde

la temperatura del yacimiento es superior a la temperatura

cricondentrmica. A causa de que la temperatura del yacimiento

excede la temperatura cricondentrmica de los hidrocarburos, los

fluidos del yacimiento siempre estarn en la regin de fase gas

mientras que el yacimiento decae isotrmicamente a lo largo de la

lnea vertical 1-2. Sin embargo, a medida que el flujo de gas es

producido hacia la superficie mostradoen la curva 1-3, la presin y

la temperatura del gas declinan y el gas entra en la regin de dos

fases producindose la separacin en superficie.

Figura 2.8 Diagrama P-T para yacimiento de gas rico. Tomado y adaptado

de: (Parra Pinzn, Ricardo. Propiedades fsicas de los fluidos de

yacimientos (2008). Editorial Universidad Surcolombiana.)


39

2.2.1.5 Yacimiento de gas pobre

Un yacimiento tpico de gas pobre es el mostrado en la figura 2.9,

donde la temperatura del yacimiento es superior a la temperatura

cricondentrmica. La mezcla de hidrocarburos existe como un gas

en el yacimiento hasta superficie como lo mustrala isoterma a lo

largo de la lnea vertical 1-2 y la trayectoria del gas producido hacia

superficie mostrado en la curva 1-3. l nico lquido asociado con

un gas en un yacimiento de gas pobre es el agua.

Figura 2.9 Diagrama P-T para yacimiento de gas pobre. Tomado y

adaptado de: (Parra Pinzn, Ricardo. Propiedades fsicas de los fluidos de

yacimientos (2008). Editorial Universidad Surcolombiana.)


40

Tabla 2.2 Rango y caractersticas del gas en los diferentes tipos de yacimientos de gas

Caractersticas Gas condensado

retrgrado Gas Rico Gas Pobre

Relacin gas- condensado, PCS/BS 8000-70000 60000-100000 >100000

Gravedad API del condensado en el tanque >50 >60 -

Color del condensado en el tanque Amarillo incoloro Incoloro -

Factor volumtrico del condensado, BY/BS >2 - -

Composicin del C1 y C7+,fluido de gas,

fraccin molar

C7+ 12.5%

C1 >60% GPM>3

C1>90%

C5+


41

2.3 Clasificacin del gas natural

2.3.1 Propiedades fsicas del gas

El gas natural, es una de las fases que mayor variacin puede

tener en sus propiedades debido al cambio de presin. El cambio

de volumen, la densidad, la viscosidad y la compresibilidad son

factores muy importantes a analizar no solo cuando se desea

estudiar el comportamiento de hidrocarburos gaseosos, sino que

permiten entender y dar mayor criterio a la hora de disear

cualquier equipo puesto que las dimensiones estn estrechamente

relacionadas con los volmenes de gas, si se estiman estos

volmenes a las condiciones del yacimiento, puede incurrirse en un

error. Por tal motivo, este tema ha sido ampliamente desarrollado

en la actualidad.

2.3.2 Clasificacin de gas natural segn su composicin

El gas natural, entendindose como la mezcla de hidrocarburos de

bajo peso molecular, en mayor proporcin metano y etano, as

como otros gases livianos asociados al tipo de yacimiento y a la

conformacin geolgica del mismo tales como sulfuro de hidrgeno,

dixido de carbono, nitrgeno, helio y vapor de agua, puede

clasificarse segn su contenido en gases cidos o en su contenido de

lquidos que es posible extraer:


42

2.3.2.1 Segn el contenido de gases cidos, (H2S) Y (CO2)

Gas dulce:

Es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrgeno

(H2S) y dixido de carbono (CO2) inferiores a 4 y 50 ppmv,

respectivamente.

Gas agrio:

Se caracteriza por contener grandes cantidades de sulfuro

de hidrgeno (H2S), dixido de carbono (CO2) u otros

componentes cidos (COS, CS2, Mercaptanos, etc.) por lo

cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre.

2.3.2.2 Segn la cantidad de lquido posible de extraer

Gas Rico:

Es aquel que debido a su composicin permite extraer

cantidades considerables de hidrocarburos lquidos, C3+,

mayor que 3USGPM (galones por 1000 pies cbicos en

condiciones estndar).

Gas Pobre:

Esta clase de gas est compuesta principalmente por

metano y etano. Por esta razn la extraccin de

hidrocarburos lquidos es muy baja, menor a 3 USGPM.


43

Tabla 2.3 Componentes tpicos de los gases de yacimiento

Componente Gas Natural [%] Gas asociado al petrleo

Metano 70-98 45-92

Etano 1-10 4-21

Propano Trazas-5 1-15

Butanos Trazas-2 0.5-7

Pentanos Trazas-1 Trazas-3

Hexanos Trazas-0.5 Trazas-2

Heptanos+ Trazas-0.5 0-1.5

Nitrgeno Trazas-15 Trazas-10

Dixido de carbono Trazas-5 Trazas-4

Sulfuro de hidrgeno Trazas-3 0-6

Helio 0-5 0

Fuente: Parra Pinzn, Ricardo. Propiedades fsicas de los fluidos de

yacimientos (2008). Editorial Universidad Surcolombiana. Pg., 74.

La tabla 2.3, ilustra los componentes tpicos del gas natural

obtenidos usualmente por cromatografa gaseosa a muestras de

diferentes yacimientos, en esta se plasma una media de la

composicin de los gases que depende entre muchos factores, la

conformacin geolgica del yacimiento y las condiciones

establecidas dentro del mismo.


44

2.3.3 Ecuacin de estado y estimacin de propiedades del gas

natural

La clsica ecuacin de los gases (1), fue desarrollada inicialmente

aplicando las leyes de Boyle y Charles (Gay Lussac), en donde se

estableca una primer aproximacin al tratar de predecir la cintica

de los gases conforme la variacin de sus propiedades. Esta

ecuacin funciona bien en la mayora de los gases si se tienen en

cuanta una serie de aproximaciones que a la postre dan buenos

resultados en condiciones de bajas presiones (


45

Pero no siempre es posible considerar un sistema gaseoso con

comportamiento ideal, debido a que a presiones considerables

como las de algunos yacimientos, la relacin (1) se desva del

comportamiento real, por lo cual, de acuerdo con las propiedades

del gas es posible estimar un factor que permita usar esta ecuacin

y as predecir el comportamiento de un sistema gaseoso. No

obstante el reto est, evidentemente en la estimacin de este

factor, tomado por convencin como Z y conocido como factor de

desviacin del gas, que depende de las propiedades y condiciones

del sistema gaseoso.

-6/01 = 7345

El factor Z, como se puede ver en la ecuacin (2), es introducido

en la ecuacin (1) con el objeto de hacer una correccin al modelo

general de gases ideales. Este factor puede obtenerse

experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de gas

a presin (P) y temperatura (T), entre el volumen ideal ocupado por

la misma masa de gas a iguales condiciones de P y T:

-3/8 = 9:;


46

aumentos posteriores de presin, Z aumenta pasando por la unidad

y sigue aumentando por encima de este valor.

Una determinacin sencilla de este factor, puede hacerse con la

ecuacin de Starling donde se determinan los valores de presin y

temperatura seudo-reducidas, sPr y sTr , que servirn de parmetro

de entrada a la figura 2.10:

-4/DEF = EDEG

-5/DHF = HDHG

Donde sPc y sTc se conocen como presin y temperatura

seudocrticas respectivamente y son propiedades de cada sustancia,

los cuales se pueden calcular por medio de dos rutas, conociendo la

composicin del gas o por medio de la gravedad especifica:

Clculo de sPc y sTc por medio de la composicin del gas:

Para el gas natural:

-6/DEG =IEGBJBKBLM

-7/DHG =IHGBJBKBLM

Para el gas condensado:


47

-8/DEG =IEGB8BKBLM

-9/DHG =IHGB8BKBLM

Donde,

Pci, es la presin critica del componente i, [psia]

Tci, es la temperatura critica del componente i, [R]

Yi y Zi, es la fraccin molar del componente i en el gas natural y gas

condensado, respectivamente.

N, es el nmero de componentes en cada mezcla.

Clculo de sPc y sTc con base en la gravedad especfica del

gas, g:

La gravedad especfica es la relacin entre la densidad msica de la

mezcla (sistema gas) y la densidad msica del aire (sustancia de

referencia) a condiciones estndar de presin y temperatura (14,7

PSIa y 60F); asumiendo un comportamiento ideal del gas y del aire

se tiene:

-10/NO = POP< =PO28,9625

Donde, Mg es el peso molecular aparente del gas [lb/lb mol] y Ma

es el peso molecular del aire (28.9625 lb/lbmol].


48

El peso molecular aparente de una mezcla de hidrocarburos en

estado lquido o gaseoso se puede determinar por:

Para el gas natural:

-11/PO =IPBJBKM

Para el condensado de gas:

-12/PR =IPBSBKM

Para el gas condensado:

-13/POR =IPB8BKM

Donde,

Mg, Mc y Mc: Es el peso molecular del gas natural,

condensado (liquido) y gas condensado,

respectivamente [lb/lbmol].

Mi: es el peso molecular del componente i en la mezcla

[lb/lbmol].

Yi, Xi y Zi: Es la fraccin molar del componente i en el gas

natural, en el condensado y gas condensado,

respectivamente.

n: Es el nmero de componentes de la mezcla.


49

Banzer, C., propone la siguiente correlacin para calcular los

valores respectivos de sPc y sTc en una mezcla de hidrocarburos,

dependiendo de la gravedad especifica del gas:

-14/DEG = 756,8 131UNOV 3,6UNOVW[EYZ[]

-15/DHG = 169,2 + 349,5UNOV 74UNOVW[^]

Por otra parte, Standing recomienda dos correlaciones:

Para gas natural pobre, g 0,75:

-18/DEG = 706 51,7UNOV 11,1UNOVW[EYZ[]

-19/DHG = 187 + 330UNOV 71,5UNOVW[^]


50

Figura 2.10 Factor Z para gases naturales. Tomado y adaptado de: (Parra

Pinzn, Ricardo. Propiedades fsicas de los fluidos de yacimientos (2008).

Editorial Universidad Surcolombiana.)


51

Este mtodo es bastante aceptado en la industria petrolera debido

a que para gases convencionales funciona muy bien con

desviaciones mximas de 3% con respecto a valores experimentales,

sin embargo para ciertas condiciones especiales el mtodo no

puede funcionar, lo cual impone una cota con las siguientes

limitaciones:

El gas debe ser rico en metano (>80%).

No debe tener hidrocarburos aromticos.

Debe tener un contenido de impurezas inferior al 4 %.

No presenta buenos resultados en temperaturas y

presiones cercanas a la crtica.

No se recomienda su uso a presiones superiores de 10.000

PSIa.

Es vlido mencionar que existen ajustes a las curvas dependiendo

de la composicin y condiciones del gas que se desea estudiar, tales

como los ajustes de Carr, Kobayashi y Burrows, Wichert-Aziz y

Meeham; no obstante el uso de estas ecuaciones es similar al que

aqu se presenta y para el objetivo del presente texto no se har

mayor claridad.

2.3.4 Calculo del factor volumtrico del Gas (Bg)

El factor volumtrico del gas, designado por el smbolo Bg, se

define como el volumen en barriles [BY] ( pies cbicos [PCY]) que 1

pie cubico normal de gas ocupar como gas libre en el yacimiento a

las condiciones de presin y temperatura prevalecientes. Esto es, el

cambio de volumen que experimenta la fase gaseosa al pasar de las


52

condiciones del yacimiento a las condiciones de superficie como

consecuencia de la expansin del gas. Para gases reales, la relacin

puede estimarse como:

-20/_O = 9-`Gab[c`b`Fde`fgD@EhH/9-`Gab[c`b`Fde`fgD@G`dciGi`dgDgDj[dc[F/

Lo cual es:

-21/_O = EM8HE8MHM

Donde, P1, T1 y Z1 son condiciones estndar (14,7 PSIa, 60F y 1

respectivamente)

Por tanto se tiene:

-22/_O = 14,78H520E = 0.028278HE kElJElYm

bien:

-23/_O = 0.005048HE k _JElYm

Donde, Bg es el factor volumtrico del gas dado en (Pies Cbicos a

las condiciones de Yacimiento por cada Pie Cubico a condiciones

Estndar) o bien (Barriles en Yacimiento/PCS).

P, es la presin absoluta, PSIa.

T, es la temperatura absoluta, R.

Z, es el factor de compresibilidad de gas a P y T.


53

El inverso del factor volumtrico se define factor de expansin,

esto es:

-24/nO = 1_O = 35,37 E8HkElYElJm

-25/nO = 1_O = 198,6 E8HkElY_J m

2.3.5 Calculo de la densidad del Gas (g)

La densidad del gas (g), puede determinarse aplicando la ley

general de los gases reales, resuelta en la siguiente lgica:

-26/9 = d8^HE Usando la definicin de densidad,

-27/9 = eOoO

Reemplazando en la ecuacin general de gases reales y despejando

la densidad:

-28/9 = eOEd8^H

Usando la dedicin de peso molecular M (mg/n):

-29/9 = PE8^H


54

Tambin es posible expresar g considerando la ley de

conservacin de la masa para una cantidad de gas, esto es:

-30/eO


55

Por otra parte debe recordarse que el gas natural es una mezcla y

puede contener otros compuestos como H2S, CO2 N2, etc, que

deben tenerse en cuenta para el clculo del factor Z.

2.3.6 Calculo de la compresibilidad del Gas (Cg)

La compresibilidad isotrmica (Cg [PSI-1]) de un fluido se define

como el cambio fraccional de volumen, cuando se vara la presin

(P) a temperatura (T) constante, no debe confundirse con el factor

de desviacin de los gases o factor de compresibilidad (Z):

-35/lO = 19 z{9{E|A

Se puede entonces expresar la ecuacin de los gases reales para

encontrar el cambio del volumen debido a la presin a temperatura

constante:

-36/9 = d8^HE 9 = ~8E

Con ~ = d^H

Derivando con respecto a P:

-37/z{9{E|A = ~E z{8{E|A + ~8 z{9{E|A,

-38/z{9{E|A = d^HE z{8{E|A d^H8EW


56

-39/ z{9{E|A = 9 k18 z{8{E|A 1Em

Sustituyendo en la ecuacin para Cg:

-40/lO = 19 z{9{E|A = 19 z9 k18 z{8{E|A 1Em|

As Cg es igual a:

-41/lO = 1E 18 z{8{E|? [EYZM]

Por tanto, se requiere conocer la relacin que tiene Z con la

variacin de P a temperatura constante, as poder evaluar (Z/P)T,

pudiendo estimar entonces Cg para cualquier gas Real.

En el caso especial de los gases ideales, Z=1 y (Z/P)=0, entonces

resulta:

-42/lO = 1E[EYZM]

2.3.6 Clculo de la viscosidad del Gas (g)

La viscosidad del gas natural, se ve afectada por diversos factores

que dificultan su conocimiento:

A bajas presiones (


57

incremento de la energa cintica de las molculas que

producen gran nmero de choques intermoleculares.

A elevadas presiones (>1000-1500 PSIa) a medida que

aumenta la temperatura disminuye la viscosidad del gas

debido a la expansin trmica de las molculas. A presiones

significativamente grandes, las distancias intermoleculares

de los gases son pequeas y un gas tiende a comportarse

como un lquido.

Con un aumento en la presin a cualquier temperatura, la

viscosidad del gas se incrementa debido a la reduccin del

espacio intermolecular.

Para molculas grandes, la viscosidad es mayor debido a la

movilidad del gas en el sistema.

La figura 2.11, muestra el comportamiento tpico de la viscosidad

del gas natural con la temperatura:


58

Figura 2.11 Viscosidad para gases naturales. Tomado y adaptado de:

(Engineering Data Book, Gas Processor Suplies Association, GPSA, Ninth

Edition, Tulsa (1972) sec 16.)


59

La estimacin de la viscosidad de un gas se hace generalmente

mediante ensayos experimentales, no obstante, existen algunas

correlaciones matemticas que permiten hacer una estimacin de

esta propiedad, sin embargo, como suele suceder con la mayora de

estas ecuaciones, slo son aplicables en determinadas

caractersticas del hidrocarburo ya que no es posible hacer una

generalizacin simple debido a la diversidad de variaciones que

puede existir entre el gas de un pozo y otro, por lo cual se debe

proceder con cuidado. Carr y Cols presentaron un mtodo que

puede ser utilizado para calcular la viscosidad de una mezcla de

gases cuando se conoce la composicin del gas y la viscosidad de

cada componente a presin atmosfrica y temperatura del

yacimiento, se le conoce como correlacin de Carr- Kobayashi-

Burrows:

-43/O = JRRPRMWKRLM

JRPRMWKRLM

Donde,

g , es la viscosidad de la mezcla de gas a la temperatura deseada y

presin atmosfrica, [Cp].

c , es la viscosidad del componente c a la temperatura deseada y

presin atmosfrica, [Cp].

Yc , Es la fraccin molar del componente c en la mezcla.

Mc, Es el peso molecular del componente c [lb/lb mol].

Este mtodo es tedioso sino se cuenta con la informacin

suficiente, por lo tanto, se ha desarrollado una correlacin grfica

que permite estimar el valor de (g) fcilmente siempre y cuando se

cuente con los parmetros de entrada que son el peso molecular


60

y/o la gravedad especifica del gas. La grfica se muestra en la figura

2.11.

Si el gas contiene impurezas, el mtodo permite corregir el valor

de g de la siguiente forma:

-44/O-t/ = O + lt + lv + l Donde,

g(C) , Es la viscosidad del gas a 1 atm de presin y la temperatura (T

F), corregida por impurezas (Cp).

g, es la viscosidad del gas a 1 atm de presin y a la temperatura (T

F), calculada mediante la relacin de de Carr- Kobayashi-Burrows, o

leda de la figura 2.11.

CN2, CCO2, CH2S, Son las correcciones por presencia de Nitrgeno,

dixido de carbono y sulfuro de hidrgeno respectivamente,

tomadas de las tablas anexas en la figura 2.12.


61

Figura 2.12 Viscosidad para gases naturales. Tomado y adaptado de: (Banzer S Carlos. Correlaciones numricas P.V.T

(1996). Universidad de Zulia, Instituto de investigaciones petroleras. Maracaibo)


62

La viscosidad del gas a la presin requerida se obtiene mediante la

determinacin del cociente (g /gL) usando para eso la figura 2.13.

Estas figuras fueron desarrolladas basndose en el teorema de los

estados correspondientes, el cual establece que, a las mismas

condiciones de presin y temperatura pseudorreducidas todos los

gases naturales tienen el mismo cociente de viscosidad (g /gL),

siendo las viscosidades g y gL [Cp] a cualquier condicin P y T y a 1

atm y cualquier T respectivamente.

Finalmente g est dada por:

-45/O = OOO-t/


63

Figura 2.13 Relacin de cociente de viscosidad g /gL con presin y temperatura reducidas. Tomado y adaptado de:

(Banzer S Carlos. Correlaciones numricas P.V.T (1996). Universidad de Zulia, Instituto de investigaciones petroleras.

Maracaibo).


64

2.3.7 Clculo de la riqueza de un gas

Tambin se le conoce como porcentaje de hidrocarburos licuables,

y se define como el nmero de galones de un lquido que se pueden

producir de 1000 pies cbicos estndar de gas procesado (MPCS). Se

expresa generalmente por el smbolo (GPM). Se considera que se

obtiene como liquido en una planta criognica desde el C3 (Propano)

en adelante sin incluir los componentes no hidrocarburos (CO2, H2S,

N2, etc.). Es bueno recordar que se parte de la suposicin de que los

componentes que integran el propano y elementos ms pesados

son totalmente recuperados como lquidos, aunque en la prctica

slo se recupera un porcentaje de esta cantidad. A medida que la

tecnologa criognica aumenta, el porcentaje de lquidos

recuperables es mayor (98%) debido a que se logra licuar mayor

contenido de los mismos, adicionalmente se han involucrado

procesos en los que los mismos inhibidores de hidratacin ayudan a

la licuacin de los gases ms pesados.

En el clculo de GPM se debe conocer el nmero de pies cbicos

estndar de un componente dado en estado gaseoso, requeridos

para producir un galn de lquido. Este factor se determina

fcilmente a partir de la densidad lquida y el peso molecular de

cada componente puro.

-46/EP =IEPBJBKBLy


65

-47/EPB= PB k fxfx=m. 1oB k fxw[fm

. 1[fx=]379[ElY].1000[ElY]1[PElY]

-48/EP = 2,635062IPBJBo=B k[f`dgDPElY mKBLy

Donde,

Mi, es el peso molecular del componente

li ,es la densidad lquida del componente i

Yi es la fraccin molar del componente i en la mezcla gaseosa.

2.3.8 Clculo del valor de combustin o Heating value para un

gas

Uno de los principales usos del gas natural, es como combustible.

Normalmente se tiene a comercializar el gas de lnea usando las

caractersticas de su poder de combustin por cada unidad de

volumen de gas, por tanto es importante poder estimar cuanta

energa es capaz de entregar la mezcla de hidrocarburos al ser

quemada.

Una reaccin de combustin completa, considera la formacin de

agua, la cual pueden encontrarse en estado lquido o gaseoso, de

esta forma se definen dos valores para el valor de combustin:


66

Toda el agua formada est en estado lquido, para lo cual se

le denomina Valor de combustin mximo o en ingls

higher heating value [HHV].

Toda el agua formada est en estado gaseoso, por lo cual

se denomina Valor de combustin mnimo o en ingles

lower heating value [LHV].

La industria del gas siempre utiliza el valor combustin bruto en la

transferencia de calor. Obviamente, la diferencia numrica entre los

dos valores de combustin es el calor de condensacin del agua en

las condiciones dadas. Ambos estados son hipotticos porque el

valor calorfico se calcula normalmente a 60 F y 1 atm (15,6 C y

1,01 atm), que son las condiciones estndar para la industria del

gas, y, por tanto, en el equilibrio, el agua estara parcialmente en

estado lquido y el resto en estado vapor. Una prctica comn es

tambin asumir el comportamiento del gas ideal, sin embargo se

notan diferencias marcadas entre este valor y lo que se obtiene

mediante mtodos experimentales, por lo tanto lo que se prefiere

usualmente es hacer una medicin en un calormetro para

determinar el calor que cede el gas al quemarse.

El valor de combustin puede estimarse mediante la siguiente

relacin:

-49/BC = -1 /IBBCKBLM

Donde, Xw es la fraccin molar del agua en el gas a las condiciones

de saturacin. Si se asume un gas seco Xw toma el valor de 1.


67

Hidvi es el valor reportado de combustin para los componentes

puros a las condiciones establecidas.

Por lo general, hacer el clculo con un gas hmedo es muy

complicado, por lo que se prefiere hacer esta determinacin en

base seca. La tabla 2.4, muestra los valores de combustin

caractersticos de los gases presentes en el gas natural.

Tabla 2.4 Valores de combustin del gas natural

Componente BC [BTU/scf]

Metano 1010

Etano 1769.7

Propano 2516

Butanos 3252

Pentanos + 4756

Nitrgeno 0

Dixido de carbono 0

Sulfuro de hidrgeno 637.1

Helio 0

Fuente: A. J. Kidnay,William R. Parrish. Fundamentals of natural gas

Processing. Taylor & Francis Group.USA 2006.

2.3.9 Clculo del nmero de WOBBE para un gas

Este parmetro es muy importante ya que una de las aplicaciones

industriales ms usuales es hacer mezclas de hidrocarburos en

proporciones que cumplan especificaciones de venta, teniendo en

cuanta para ello la cantidad de calor que el gas es capaz de emitir al


68

ser quemado, sin que vare esta propiedad por cambios en

condiciones operacionales de los equipos debido a cambios en las

propiedades del fluido. El nmero de WOBBE es una medida

indirecta de esta propiedad, y se establece por tanto, que un gas

puede ser remplazado con otro si tiene un nmero de WOBBE

similar.

El nmero de Wobbe se define como:

-50/_ = 9UNOVMW

Donde,

HHV es el valor de combustin mximo higher heating value

(BTU/scf).

g , es la gravedad especfica del gas (g/aire) a las mismas

condiciones de presin y temperatura, corregido para flujo a travs

de orificios .

Los valores caractersticos del nmero de WOBBE se encuentran

entre 1100 y 1400, por ejemplo en Europa las especificaciones

establecen un valor de WB en 1400. Las empresas distribuidoras de

gas natural usan este parmetro de control y calidad para enviar el

gas de lnea, ya que establecen un nmero WB especifico el cual no

debe variar sin importar la variacin en la composicin del gas de

entrada.

El uso del nmero de Wobbe haba estado inicialmente limitado a

Europa, sin embargo con el aumento de las exportaciones del gas


69

natural licuado (LNG), se ha venido generalizando su uso puesto que

se hace fcilmente calculable la relacin de calor liberado por

cantidad de gas, el valor WB tiene a ser ms elevado que los valores

de WB del gas tpico de venta.

REFERENCIAS

Abdel Aal, H. K. and Aggour, Mohamed. Petroleum & Gas field

Processing (2003).Ed, Marcel Dekker,Ink.

Hodgson, G. and Baker, B. (1964). Evidence for porphyrins in the

Orgueil meteorite Nature. Vol. 202. pp. 125-131.

http://www.textoscientificos.com/energia/combustibles/petroleo.

Engineering Data Book, Gas Processor Suplies Association, GPSA,

Ninth Edition, Tulsa (1972) sec 16.

Parra Pinzn, Ricardo. Propiedades fsicas de los fluidos de

yacimientos (2008). Editorial Universidad Surcolombiana.

Kostas, J. Leontaritis. Course Practical Asphaltes Solutions &

Manegement. Universidad Surcolombiana, 1996.

Carrillo Barandiarn, Lucio. Reservorios de Gas Condensado (2005),

Universidad Nacional de Ingeniera. Lima Per.

Banzer S Carlos. Correlaciones numricas P.V.T (1996). Universidad

de Zulia, Instituto de investigaciones petroleras. Maracaibo.


70

CAPITULO 3

PLANTAS DE GAS

3.1 Plantas de procesamiento de gas natural

La figura 3.1, es un diagrama de bloques que muestra las etapas

de procesamiento de gas natural, segn los componentes que se

deseen extraer del mismo. Este es un panorama general de las

etapas de mximo aprovechamiento desde que el gas sale del pozo,

hasta su licuefaccin. Cada una de estas es un universo diferente,

con tecnologas asociadas que se pueden disear segn los

productos deseados y las caractersticas del gas tratado.


71

Figura 3.1 Diagrama de flujo de una planta de procesamiento de gas natural.


72

3.1.1 Operaciones de pozo y recibo de gas

Todas las plantas de gas tienen operaciones iniciales para

tratamiento de gas, donde se remueven hidrocarburos lquidos

iniciales, slidos que se hayan podido haber arrastrado desde el

pozo, deshidratacin y promotores de formacin de hidratos,

remocin de gases cidos como CO2 y H2S y sistemas de

compresin o estabilizacin de presin. Para ello se dispone de

separadores bifsicos (scrubber) en donde se separa el gas de los

lquidos que pueda contener en caso de pozos con mantos de gas

estable, si el gas arrastra suficientes hidrocarburos pesados y agua

como en el caso de pozos de gas asociado al crudo, se dispone de

separadores trifsicos. El agua y los slidos separados se preparan

para disposicin y/o tratamiento, mientras que los hidrocarburos

condensados se llevan a sistemas de recuperacin o

fraccionamiento segn sea el caso.

3.1.2 Compresin inicial de planta

Todas las plantas en la industria del gas natural, tienen

condiciones de recibo de gas que se usan como parmetro en el

diseo de los equipos asociados al proceso, sin embargo, las

condiciones en el pozo son poco estacionarias, debido a la

recuperacin misma de los hidrocarburos, la presin interna

disminuye y ocasiona cambios en las condiciones del gas de

entrada, con el objeto de estabilizar las condiciones del gas a las

caractersticas de diseo de la planta , se disean sistemas de

compresin que permitan adecuar la lnea de entrada a planta.


73

El manejo de presiones muy elevadas como en el caso de los

sistemas de licuefaccin de gas natural (LNG) son robustos y

requieren especificaciones de diseo rigurosas debido a que se

manejan condiciones crticas para el proceso. Si se cuenta con

suficiente presin en el pozo (por lo general en pozos recientes), se

suele aprovechar esta caracterstica manejando todos los procesos

a esta condicin, por ejemplo, para presiones alrededor de 1,000

PSIa (70 bares) o superiores, solo se requiere etapas de compresin

para el gas que proviene de las unidades de procesamiento de

lquidos.

3.1.3 Tratamiento de gas

El gas natural proveniente de pozo puede contener, como ya se ha

mencionado, componentes que afecten su calidad y propiedades,

por lo tanto se hace necesaria una etapa inicial de remocin de

gases cidos (H2S, CO2, Mercaptanos, etc.) para evitar la corrosin

de los sistemas de procesamiento del gas natural y evitar una

disminucin en la calidad del mismo. Muchas de las plantas de

tratamiento usan procesos de remocin de gases cidos,

comnmente llamado Endulzamiento usando sistemas de

absorcin con solventes en base acuosa, capaces de retener estos

compuestos, sin embargo no es una tarea fcil, ya que resulta

convirtindose en un problema de seleccin del solvente ms

adecuado para el tratamiento, que entre otras cosas depende

bsicamente de la composicin de los gases cidos en el gas de

entrada. Actualmente se han desarrollado otros sistemas de

tratamiento de gases cidos que se discutirn ms adelante.


74

3.1.4 Deshidratacin

Por lo general, las condiciones de pozo hacen que el gas natural,

se encuentre saturado con vapor de agua, no obstante, la variacin

dada al cambiar entre las condiciones del yacimiento y la superficie

ocasionan una condensacin parcial del agua de saturacin pero a la

vez se presenta una saturacin del gas a las condiciones de entrada

a la planta. No obstante, un gas natural con cantidades

relativamente pequeas de agua, puede presentar problemas de

corrosin en tuberas, daos en los sistemas de compresin y

disminucin en el valor de combustin, en otros casos ms

especiales como la licuefaccin donde se manejan temperaturas

criognicas del orden de -160 C, el agua presente en el gas natural

puede ocasionar obstrucciones serias por deposicin de slidos en

las tuberas ocasionando una falla en los equipos. Por tal motivo,

existen especificaciones que debe cumplir el gas de venta para

asegurar la funcionalidad del gas natural en cualquier sistema, es

por tanto que se hace necesaria la remocin de agua y para ello

existen varias tecnologas que pueden ser usadas, algunas usando

solventes en solucin y otras por adsorcin en una fase

estacionaria.

3.1.5 Recuperacin de hidrocarburos

Dependiendo de la riqueza del gas natural, la utilidad que se le

desee dar y los productos que se deseen extraer del mismo, es

necesario, siempre en una planta de procesamiento de gas natural,

hacer una etapa de recuperacin de productos lquidos,

provenientes de las unidades de separacin inicial, las etapas de


75

compresin y de fraccionamiento. Existen diversas formas de

comercializar los productos extrados segn la composicin del gas,

en muchos casos se hace una recuperacin exhaustiva por

componente, esto es, una separacin rigurosa de cada uno de los

hidrocarburos presentes (etano, propano, Iso-butano y n-butano),

pero en otros casos, debido a que el uso comn de los gases es en

servicios para obtencin de energa, se hace la recuperacin en

fracciones que cumplan especificaciones de combustibles segn sea

el caso, por ejemplo, la fraccin ms liviana ser el Gas natural

licuado (98% metano, 2 % de otros hidrocarburos livianos como

mximo), donde su produccin est ligada a un anlisis de

factibilidad tcnico-econmica.

La fraccin ms usual en la mayora de las plantas a nivel mundial,

es el gas de lnea, cuyas especificaciones en el contenido de

hidrocarburos ms pesados, son menos rigurosas. Otras fracciones

ms pesadas sern el GLP, Gasolinas naturales y condenados

intermedios.

3.1.6 Reinyeccin de nitrgeno

Una prctica comn en la extraccin segundaria de hidrocarburos,

es la inyeccin de un gas que se produzca en las facilidades de

superficie, pero que no ocasione deterioro en la calidad de los

hidrocarburos que se estn recuperando, esto con el objeto de

presionar lo suficiente el pozo para que exista flujo hasta la

superficie. En la explotacin de gas natural, uno de los componentes

no orgnicos en mayor proporcin dentro del gas natural es el

nitrgeno, el cual debe ser removido con el objeto de producir


76

combustibles con residuos de combustin ms limpios y de la

calidad requerida por las especificaciones internacionales, por tal

motivo es necesario involucrar sistemas de recuperacin y

disposicin adecuada del nitrgeno retirado del gas natural, que

para el fin de inyeccin en la explotacin de pozos es adecuado.

Existen diversas tecnologas asociadas a la separacin del nitrgeno

del gas natural, que van desde separaciones criognicas hasta

procesos de adsorcin por tamices moleculares, donde su uso

depende de las caractersticas dl gas de entrada, el costo asociado a

la tecnologa y el destino del gas separado.

3.1.7 Recuperacin de componentes en baja proporcin

De acuerdo con las caractersticas propias de los yacimientos, el

gas natural puede contener algunas sustancias en muy baja

proporcin comparado con los hidrocarburos o gases cidos que

usualmente contiene, para tales sustancias, en varios casos se suele

hacer una recuperacin debido a dos factores principales, el

primero es el costo relativo de produccin bajo, aunque las

cantidades son pocas se invierte en procesos, tecnologa y equipos

robustos para recuperar estos componentes debido a que el costo

de producirlos por otras fuentes pueden resultar ms elevados o

bien porque no existe otra fuente disponible para su extraccin,

este es el caso del Helio, Argn, BTEX( Benceno, Tolueno,

Etilbenceno y Xileno). El segundo factor son los problemas

asociados al contenido de estas sustancias en el gas debido a que

puede ocasionar problemas operacionales, obstruccin en equipos

de alta presin como tamices moleculares, problemas a la salud a

largo plazo o contaminacin por exposicin, el cual es el caso del


77

mercurio que puede causar problemas en los equipos de

transferencia de calor o masa construidos en aluminio, el Radn

(material radioactivo) y Arsnico (sustancia toxica).

3.1.8 Etapa de alta presin o compresin final

Una vez el gas natural ha sido tratado para la remocin de

componentes de tal forma que cumpla con las especificaciones

Documents

Texto Gnl v.f Enero 8-11