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CAPITULO I
FUNDAMENTOS TEÓRICOS
1.1. EL GAS NATURAL
1.1.1 Obtención y clasificación del gas natural
Se conoce como gas natural a todo aquel que sale de los pozos, ya sean de
los perforados específicamente para producir gas o de los pozos que se
perforan para extraer petróleo.
“Cuando el gas ocupa un reservorio por si mismo se lo llama usualmente gas
no asociado y el gas producido junto con el petróleo se le denomina casing
head gas”1.
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos principalmente que se
encuentran en estado gaseoso. Cuya mezcla se le conoce como gas húmedo.
El gas natural contiene: Metano, etano, propano, butanos, pentanos, y en un
grado menor, hexanos, heptanos y octanos.
Cuando el gas se procesa en el campo en plantas de gasolina natural estas
plantas remueven de la corriente de gas lo siguiente:
a) Una porción importante de propano
b) Prácticamente todo el butano
c) El pentano y los hidrocarburos de más peso.
1 HS BELL, Tecnología del Gas Natural, Editorial Diana, 1959
2
Al separar estos hidrocarburos más pesados, el gas natural seco entra en
tuberías primeramente como una mezcla de metano y etano de la cual la
mayor parte es metano.
1.1.2. Gases del Petróleo
Los gases del petróleo se clasifican de acuerdo a su origen en gases
naturales y gases de refinería, siendo estos últimos los que se producen
como resultado de determinados procesos de refinación primaria y sobre todo
como resultado del cracking.
El aceite, gas o agua se encuentran generalmente en los reservorios de
petróleo y ellos están segregados por acción de la fuerza de gravedad. La
acumulación de gas en la parte más alta del reservorio se llama gas-cap. El
gas en el gas-cap está bajo presión y cuando se reduce la presión al liberar
fluidos por el hueco de pozo, el gas-cap se expande y ayuda a impulsar el
aceite crudo de reservorio. Las prácticas de producción sin control pueden
resultar en la disipación del gas-cap antes de que se haya producido todo el
aceite. “En efecto cuando los pozos están produciendo con alto G-O-R F
“relación gas- aceite- agua” sea “Gas-oil-ratios”, es decir cuando demasiados
gases producidos en proporción al aceite obtenido es posible que el gas
forme un área en forma cónica alrededor del fondo del pozo y excluya el
aceite de él”2.
Cuando el gas comprimido alcanza los límites de su expansión, el pozo que
produce de tal reservorio cesa de fluir, este lleva a la instalación de bombas
en otro equipo de extracción artificial de crudo con los consiguientes
incrementos de los costos en la producción. La conservación del gas en el
2 HS BELL, Tecnología del Gas Natural, Editorial Diana, 1959
3
gas-cap es por lo tanto necesaria para la producción económica del aceite
crudo.
1.1.3. Producción del Gas natural asociado con el crudo
El aceite que se encuentra en los reservorios está casi completamente
estáticos. Por si mismo no tiene una fuerza que le permita moverse hacia el
hueco del pozo. Antes de ser producido debe ser desplazado hacia el pozo,
este movimiento se puede lograr hasta una extensión limitada por la fuerza
de la gravedad. “En algunos casos de acuerdo a los campos puede ser
movido por la inyección de agua (water drive). La otra fuente de energía
para ayudar a la producción del crudo es de la presión del gas”3.
Los principales métodos en que el gas es útil en la producción del aceite
crudo son:
El gas en solución en el aceite reduce la viscosidad de éste y lo hace más
fluido, por lo tanto más fácil de desplazarlo.
El gas bajo presión es un agente efectivo para impulsar el aceite por el
reservorio y a la superficie.
El petróleo que se encuentra en un reservorio a su presión original en
realidad redunda en una mezcla de hidrocarburos, cuando se perfora un pozo
en ente reservorio se establece una diferencia de presión que hace fluir el
petróleo a la zona de menor presión o pozo productor. Esta caída de presión
da origen a que los hidrocarburos livianos pasen del estado líquido al estado
gaseoso. En general es inevitable que al producir petróleo crudo tendremos
que producir también gas natural.
3 MENE Grand, Curso de Producción de Petróleo y Gas, Tomo II
4
“La producción del petróleo crudo libera grandes cantidades de gas, la
producción del pozo fluye a los centros de recolección donde es gas se
separa del petróleo y el petróleo es almacenado para luego ser bombeado
con dirección a la refinería”4.
Además de la gasolina natural que contiene el gas natural es un combustible
de primera calidad y una valiosa materia prima para una serie de productos
químicos. Pero debido a las grandes inversiones que se necesita para poder
transportarlo a los centros de consumo industrial, hasta ahora no se ha
podido aprovechar todo este gas.
1.1.4. Gas en el yacimiento
La fuerza de la gravedad causa la separación del agua del petróleo y del gas
en el yacimiento. En estos yacimientos en donde no hay petróleo negro, el
gas y el agua están separados con el gas en la parte mas alta o
inmediatamente debajo de la tapa impermeable del yacimiento. El agua
permanece en la zona más baja cuando hay petróleo, este ocupa la zona del
petróleo entre el agua que está más bajo y el gas que está encima.
Las líneas de contacto entre el gas y el petróleo y entre el petróleo y el agua
se habían designado como zonas de transición.
“La razón de que el agua y el petróleo no se separen en forma definida como
lo hacían en una botella es el efecto de la capilaridad de los pequeños
canales entre los granos de la formación o partículas de la roca del
yacimiento. Sabemos que el kerosén se eleva o se absorbe en el pabilo de la
lámpara por sobre el nivel del líquido del recipiente”5. Del mismo modo que el
agua se eleva a la formación sobre el nivel de la masa principal de agua en la
4 HS BELL, Tecnología del Gas Natural, Editorial Diana, 1959 5 HS BELL, Tecnología del Gas Natural, Editorial Diana, 1959
5
zona de este líquido. Así parte del agua se mezcla con el petróleo en la zona
del aceite.
El agua que se encuentra en el yacimiento rocoso es casi siempre salada
porque el agua del mar es la que estaba presente cuando se depositaron los
sedimentos cantidades pequeñas de agua se distribuyen a través de la zona
del petróleo y la capa de gas. Por lo tanto el gas cuando su producción viene
del pozo de petróleo casi siempre se acarrea agua con él en forma de vapor.
1.1.5. Petróleo crudo y el gas en el yacimiento
Una proporción bastante grandes del gas producido en nuestros tiempos se
llama gas asociado, pues existe y se produce junto con el petróleo crudo.
La mayor parte de este gas se llama gas en solución porque está disuelto en
el petróleo crudo del yacimiento lo mismo que el ácido carbónico está
disuelta en una botella de bebido gaseosa.
El volumen del gas contenido en el petróleo crudo en el yacimiento depende
de dos factores:
a) Temperatura del petróleo
b) La presión del yacimiento
“Bajo temperatura constante, la cantidad de gas en solución en el petróleo es
directamente proporcional al aumento de presión”6. En la práctica la
temperatura del yacimiento es constante. Por lo tanto entre mayor sea la
presión más pies cúbicos de gas habrá en solución por barril de petróleo. A
medida que la producción de un yacimiento progresa la temperatura
permanece prácticamente constante y la presión disminuye; cuando la 6 WL Nelson, Refinación de Petróleos, Editorial ED, 1958
6
presión ha declinado hasta cierto punto, llega un momento en el que el
petróleo puede retener en solución. A esto se llama punto de burbuja.
Con el ejemplo cuando la temperatura es de 160° F (71° C), el punto de
burbujeo es de cerca de 2900 lbs por pulgada (2900 PSI 2120kg./cm2). Aquí
es cuando el petróleo del yacimiento tendrá 1200 pies cúbicos (35 m3 ) de
gas en solución, por barril de petróleo (igual a 221 m3/ Tn métrica). Cuando
la presión se ha reducido a 1130 PSI sólo 600 pies cúbicos o el 50 % del
volumen original de gas quedará en solución. Esto significa que 600 pies
cúbicos de gas han salido de la solución y se produjeron con el petróleo. Si el
gas no se produce con el petróleo se elevará sobre éste en el yacimiento para
formar una capa secundaria de gas.
El desprendimiento de gas en solución en el petróleo hace que éste sea más
viscoso, aumentando su densidad relativa y la tensión superficial.
“La tensión superficial es una película imaginaria que rodea cada gota de
líquido. Esta película tiende a contraer la gota para formar una esfera
perfecta. La esfera es la forma de masa de un líquido que tiene el área
superficial más pequeña por unidad de volumen en la masa todos estos
efectos se agrupan para hacer que el resto del petróleo sea más difícil de
extraer, al mismo tiempo que la energía disponible (en forma de gas
comprimido) se reduce. Hay también cantidades mucho más pequeñas de
gases hidrocarburos como los pentanos, hexanos, heptanos y butanos etc,
cada uno de éstos están presente por lo general, como una fracción de uno
por ciento. Los gases hidrocarburos mencionados anteriormente se
componen se hidrógeno y carbón y la proporción de estos elementos varía en
cada uno de los gases”7.
7 HS BELL, Tecnología del Gas Natural, Editorial Diana, 1959
7
El metano, etano, propano y butanos son gases considerados como
importantes para las compañías de gas ya que cada uno debe separarse de
los otros y cada uno tiene su valor como sustancia individual. El metano es el
constituyente principal del gas natural y también se produce ahora en forma
líquida para transportarlo en los barcos tanques.
El etano es una materia prima usada en la obtención de sustancias químicas
y plásticas. El butano y el propano se usan como combustibles en las
regiones en donde no hay gas natural y también son valiosos como materias
primas para la producción de compuestos químicos, cauchos sintéticos, etc.
1.1.6. Composición del gas natural
Es variable antes de extraer del yacimiento subterráneo, varía según la parte
del campo o yacimiento del cual se extrae. El gas producido en un pozo de
gas o el producto con petróleo crudo no es nunca de la misma composición
que el gas producido en otro pozo de gas o de petróleo, aún cuando los
pozos están en el mismo campo y su producción provenga del mismo
yacimiento.
“El gas tiene peso al comparar con el peso de un volumen igual del aire. El
aire pesa 77 libras por 1000 pies cúbicos y su presión es de 14.7 libras por
pulgada cuadrada de la pared del recipiente, siendo ésta la presión
atmosférica al nivel del mar”8.
“Para dar valor al peso de los gases se compara con el del aire y
arbitrariamente se usa el peso del aire como índice. Por composición los
8 Moderna Tecnología del Petróleo, The Institute of Petroleum, editorial Reverte, 1963
8
gases hidrocarburos son más livianos o más pesados que el aire como se
muestra en la siguiente tabla”9:
TABLA N° 1
DENSIDAD RELATIVA GAS DENSIDAD RELATIVA
Aire Metano Etano
Propano Butano
Isobutano Pentano
Isopentano Hexano Heptano Octano
1.000 0.554 1.038 1.523 2.004 2.006 2.491 2.491 2.975 3.495 3.944
Fuente: H. Dale Begg gas Production Operatios Oil&Gas 1984
Es interesante observar que el peso promedio del gas natural pesa como 40
libras por 1000 pies cúbicos, comparando con el aire 77 libras/1000 pies
cúbicos. Algunas líneas de transmisión bombea de gas cada 24 horas.
El metano es el único gas natural más liviano que el aire.
1.1.7. Elementos del Gas natural
“El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos con cantidades
variables de impurezas. Los hidrocarburos que se encuentran en más
cantidad en el gas natural son los de la serie parafinios, representados por el
metano, etano, propano, isobutano, neobutano, isopentano, neopentano,
hexanos y más pesados. La fórmula general para los miembros de esta serie
es Cn H2n-I-2, sin embargo los hidrocarburos parafínicos debajo peso
9 H. Dale Begg gas Production Operatios Oil&Gas 1984
9
molecular por lo general son los que predominan en la composición del gas
natural, un análisis típico de un gas natural sería el siguiente”10:
TABLA N°2
COMPONENTES DEL GAS NATURAL COMPONENTE Vol % RANGO
ClH4
C2h6
C3h8
i.C4h10
n.C4H10
i.C5H12
n.C5H12
C6H14
85.10
6.58
4.09
1.09
1.66
0.62
0.42
0.44
70-98%
3-10%
1-8%
0-3%
0-3%
0-2%
0-1%
0-2%
100%
Fuente: H. Dale Begg Gas Producctio Operations Oil & Gas 1984
La tendencia en las plantas de gasolina modernas es la de extraerse un 60%
a 70% del etano que tiene amplio uso en Petroquímica, un 90% a un 98% de
Propano, hidrocarburo que en forma licuada es usado como refrigerante o
como combustible doméstico y prácticamente todos los butanos e
hidrocarburos más pesados que son los que constituyen la gasolina natural
habiéndola extraído estas fracciones pesadas, el gas natural seco residual
que es enviado a los gasoductos para ser usados como combustible es
prácticamente una mezcla de metano y etano, estando el metano en mayor
proporción. En las plantas donde se trata de extraerla mayor parte del etano,
el gas entregado a los mercados de combustible es casi metano puro.
10 H. Dale Begg Gas Producction Operations Oil & Gas 1984
10
Otro uso importante del gas residual es también en las operaciones de
bombeo neumático y represión de reservorios.
En la composición del gas natural además de los hidrocarburos parafínicos en
algunos casos se encuentra hidrocarburos nafténicos de bajo punto de
ebullición, así como los aromáticos, sobre todo en los gases húmedos.
“El gas natural también contienen vapor de agua, si se fijan en % en un
reservorio se notará que el 20 % del espacio poroso que contiene gas está
lleno de vapor de agua, dependiendo de la presión del gas en el reservorio.
Cualquiera que sea esta presión, el gas está saturado con vapor de agua. En
los contratos de gas para ser usados como combustible se especifica que el
gas entregado a los gasoductos, el máximo contenido permisible de agua
debe estar generalmente en el rango de 3 a 7 libras de agua por MM PC de
gas y esto es controlado por los pobladores que determinen el punto de rocío
del gas.”11
Además de los elementos comprendidos entre los hidrocarburos y el agua
mencionados anteriormente, el gas natural producido de un reservorio puede
contener una o más impurezas las cuales deben ser extraídas antes de
procesarlo.
Barro, arena, son frecuentemente encontrados en el gas. En ciertos casos
especiales el gas natural puede contener un gran porcentaje de bióxido de
carbono (CO2), hidrógeno sulfurado (SH2), mercarptanos, nitrógeno,
hidrógeno , oxígeno y helio.
11 H.S Bell Tecnología del Gas Natural Ed. Diana 1959
11
“El CO2 es encontrado en todos los gases naturales en porcentajes variables
desde trazas hasta un 3. Generalmente no excede del 5%, hay por supuesto
excepciones, como algunos pozos encontrados en México, colorado, los
cuales contenían de 90 a 95% de este gas, el dióxido de carbono CO2 no es
combustible y debe ser extraído cuando se halla presente en cantidades
apreciables, en los contratos de ventas de gas es común la especificación de
que el gas no debe tener más del 2% en volumen de CO2. El SH2 sulfuro de
hidrogeno es quizá el más común contaminante del gas natural y el gas que
lo contiene se le denomina gas ácido y como este gas es extremadamente
tóxico, deberá ser vendido al mercado doméstico, previo tratamiento para
extraerlo el SH2, el porcentaje en que puede ser encontrado varía del 1 al
2%.
Otro de los gases encontrados es el nitrógeno desde trazas del 98.5%
generalmente en los pozos que contienen gran cantidad de nitrógeno es
donde se encuentra el helio, cuya presencia está relacionada con el
nitrógeno, el porcentaje más alto de helio, cuya presencia está relacionada
con el nitrógeno, el porcentaje de helio más alto del helio encontrado en
popzos de gas es de 1 a 2 %. EL nitrógeno es un gas inerte y no arderá
cuando esté presente en grandes cantidades diluye el gas algunas veces al
punto de no hacerlo comerciable. No es raro encontrar pozos de gas
completamente cerrados debido al alto porcentaje de nitrógeno en el gas.
El hidrógeno y el oxígeno se lo encuentra en el gas natural debido a la
presencia del aire en los reservorios el cual ha sido introducido junto con el
gas inyectado para bombeo neumático o mantenimiento de presión debido a
las grietas o fallas de la línea de gas al vacío.
12
En los contratos de venta de gas también se especifica que éste no debe
contener más del 1% en volumen de oxígeno.”12
1.1.8. Propiedades del Gas Natural
El gas natural es comprensible:
O sea que puede comprimirse a un volumen más y más pequeño, un
volumen de gas comprimido tiene mucha energía almacenada debido al
trabajo ejecutado en comprimirlo y esta energía existe en tal forma que
puede libertarse repentinamente.
El gas natural es expansible:
Y su expansión es casi infinita, de allí que la compresibilidad y expansibilidad
son dos propiedades fundamentales en el manejo en el campo.
Al comprimirse genera calor y al expanderse absorbe el calor ardiente, al
aplicar el calor al gas natural causa expansión, un recipiente cerrado que
contenga gas natural bajo presión, al calentarse registraría aumentos de
presión a medida que aumenta a medida que el gas se comprime dentro de
un espacio más pequeño.
El gas natural es soluble:
Es soluble en el petróleo crudo cuando el volumen de gas que puede
mantenerse en solución en un barril de petróleo crudo depende de la presión
bajo la cual se mantiene el petróleo y gas, y de la temperatura de la mezcla
(presión más alta), el barril de petróleo puede contener gas. A una
temperatura más baja el barril de petróleo puede contener gas a una
temperatura más alta.
12 The Institue Of Petroleum, Moderna Tecnología de Petroleo Ed. Reverte 1963
13
El petróleo y el gas tuvieron su origen en sedimentos saturados con agua
salada, de allí que el gas natural contiene vapor de agua aproximadamente el
20% del espacio total que ocupa los pozos de una formación, claro que este
porcentaje depende de la presión del gas en el yacimiento, cualquiera que
sea la presión, el gas está saturado con vapor de agua.
El gas natural forma hidratos:
Conocido con el nombre de congelamiento de la tubería, al principio se creía
que era resultado del congelamiento del agua que contenía el gas pero se ha
encontrado que le agua con algunos vapores de hidrocarburos se combinan
para formar substancias de apariencias de nieve, llamados hidratos bajo
ciertas presiones.
El gas natural es peligroso bajo cualquier presión es una causa en potencia
de una explosión puede contener elementos tóxicos y es un elemento
altamente combustible.
TABLA N° 3
PUNTOS DE EBULLICIÓN DE GASES Estado bajo
presión
atmosférica
Gr. Esp.
(aire-l)
Gr. Esp.
(agua-l)
Punto de
ebullición
Peso
Lbs/gal.
Metano gas
Etano gas
Propano gas
Butano gas
550
1037
1521
2004
-----
-----
510
584
258 oF
127.5 oF
43.9oF
31.1Of
----
----
4.25
4.86
Fuente:Nelson W.L. Nelson Refinación de petróleos 1958
“El metano puede licuarse a 500 lbs por pulgada cuadrada de presión y a 131
oF. Bajo presión atmosférica puede licuarse a –258 oF. Así el punto de
ebullición del metano es –258 oF, según se muestra en el cuadre adjunto. El
14
etano se licua a una presion de 500 lbs por pulgada cuadrada y a una
temperatura de 60 oF. EL propano puede licuarse a 85 lbs por pulgada
cuadrada de presión a 60 oF. El butano se licua a 26lbs por pulgada cuadrada
de presión y a 60 oF.”13
Bajo las temperaturas comunes que existen en un clima templado ninguno de
estos cuatro hidrocarburos mencionados se encuentran en forma líquida
excepto cuando se someten a una presión mayor que la atmosférica.
Como los tanques de almacenaje de petróleo ordinarios no mantienen
presiones mayores de una a dos libras por pulgada cuadrada, los gases
hidrocarburos licuados se almacenan en tambores o en cilindros horizontales
que pueden resistir presiones medidas de más de 1000 libras por pulgada
cuadrada.
Peso molecular
Átomos de una combinación de elementos con pesos definidos forman
moléculas. Los pesos atómicos forman una escuela de radios de combinación.
La suma de los pesos moleculares de estos átomos forman una molécula que
es conocido como peso molecular.
Gravedad Específica
La gravedad especifica de un gas es el radio de la densidad del gas o una
temperatura y presión dada. O la densidad del aire a la misma presión y
temperatura. Las leyes del gas ideal pueden ser usadas para demostrar que
la gravedad especifica es también igual a la razondel peso molecular del gas
o el peso molecular del aire. Esta gravedad específica es igual al peso
molecular del gas dividido para 28,966, el peso molecular del aire.
13 H. Dale Begg Gas Productions Operations Oil&Gas, 1984
15
Presión de Vapor
A una temperatura dada, la presión de vapor de un componente es la presión
a la cual el vapor y el líquido coexisten o están en equilibrio. El término
presión de vapor debe ser usado solo con componentes puros.
Para un componente puro hay una sola presión de vapor a cualquier
temperatura de Temp. A la cual la presión de vapor es igual a 1 atmósfera o
14.7 PSI es conocida como el punto ebullición normal.
La ecuación de Clappeyron entrega la relación cuantitativa entre presión y
temperatura donde:
P = presión de vapor
T = Temperatura absoluta
Lv = Calor latente de vaporización
V = Incremento en volumen mientras se vaporiza 1 mol.
Asumiendo el calor latente de vaporización constante, ley de gas ideal.
Fracción molecular y peso molecular
El análisis de una mezcla de gases puede ser expresado como la razon de un
número de moles de un componente dado sobre el total del número de moles
presente o fracción molar de cada componente.
El análisis puede ser también expresado como fracción en volumen o fracción
en peso o fracción de presión de cada componente presente.
Bajo un juego limitado de condiciones las mezclas gaseosas, pueden regirse
con las leyes del gas ideal y puede ser demostrado ya que la fracción molar
es igual a la fracción en volumen pero no a la fracción en peso.
El promedio de peso molecular de una mezcla de gas es igual a la suma de la
fracción.
16
Presión y temperatura Crítica
A presión de vapor y temperatura bajas, el equilibrio entre vapores y
líquidos tienen propiedades extremadamente diferentes siendo, la densidad
del gas pequeña y la del líquido grande.
1.1.9. CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL
“El gas natural es una mezcla de gases de hidrocarburo con algunas
impurezas, principalmente el nitrógeno (N2), sulfuro de hidrógeno (H2S), y
dióxido del carbono (CO2). Los gases que contienen cantidades significativas
de H2S y CO2, o ambos, son conocidos como gases agrios o ácidos. Estas
impurezas deben quitarse antes de que el gas se use como un combustible.
Los gases del hidrocarburo son el metano, etano, propano, butanos,
pentanos y cantidades pequeñas de hexanos, heptanos y algunas fracciones
más pesados. En gases usados como combustible, el metano es el
componente principal, normalmente de 95 a 98%.”14
Normalmente, el gas natural es una mezcla de cadena recta o compuestos de
hidrocarburos parafinico. Sin embargo, ocasionalmente pueden estar
presentes compuestos aromáticos en el gas natural. La fórmula general para
los hidrocarburos parafínicos es cnH2n+2, donde n es el número de átomos
del carbono.
1.1.10. COMPOSICIÓN DE LOS GASES
La composición real de un gas natural puede variar en una amplia gama.
Incluso dos pozos de gas que producen del mismo reservorio pueden tener
composiciones del hidrocarburo típicas del gas producido de diferentes tipos
14 Zambrano J. Curso de ingenieria de gas Natural Petrocapacitacio 2001
17
de reservorio según la presión decline. Esto se presenta en un reservorio
retrógrado condensado.
TABLA N° 4
COMPOSICIÓN GAS, HUMEDO, SECO Componente Símbolo Gas
Asociado Gas Húmedo Gas Seco
Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano Hexano Heptano Más
C1H4
C2H6 C3H8
i- C4H10 n- C4H10 i- C5H12 n- C5H12 C6H14 C7H16
> C7H16
27.52 16.34 29.18 5.37 17.18 2.18 1.72 0.47 0.04
59.52 5.36 4.71 2.03 2.39 1.80 1.61 2.60 19.98
97.17 1.89 0.29 0.13 0.12 0.07 0.05 0.04 0.24
100.00 100.00 100.00 Fuente:H. Dale Begg Gas production Operations Oil & Gas 1984
Aunque los gases naturales contienen fragmentos pequeños de componentes
de hidrocarburos mucho más pesados que el heptano, la mayoría de los
análisis agrupa a todos los componentes más pesados en una categoría
denominada “Hepatnos plus” o C7+.15
15 H. Dale Begg Gas production Operations Oil & Gas 1984
18
TABLA N° 5
NOMBRE COMERCIALES
NOMBRE
FORMULA
PRODUCTO COMERCIAL CONTENIDO
Metano
Etano
Propano
Isobutano
Butano
Pentanos
Hexanos
Heptanos
Octanos
Decanos
Tetradecanos
Hexadecano
Triacontano
Tetracontano
Asphalteno
CH4
C2H6
C3H8
C4H10
C4H10
C4H12
C6H14
C7H16
C8H18
C10H20
C14H30
C16H34
C30H62
C40H82
> C40H82
Natural Gas
Natural Gas
Natural Gas, propano
Natural gasolina, butano
Natural gasolina, motor, gasolina, butano
Natural gasolina, motor, combustible
Natural, gasolina, motor,
Combustible
Natural, gasolina, motor, combustible
Natural, gasolina, motor, fuel
Motor, combustible
Kerosene, aceites livianos.
Aceites minerales
Livianos, aceites lubricantes, fuel oil
Asfaltos, breas, bunker
Fuente:H. Dale Begg Gas Productio Operations Oil & Gas 1984
La tabla N°5, de Katz, lista algunos de los componentes de petróleo y los
productos comerciales que contienen estos componentes. En este estudio
sólo se consideran a los constituyentes dentro del rango de efluentes de
pozos condensados y más ligeros.
19
1.2 GASES COMBUSTIBLES
“La capacidad calorífica de un sistema es la cantidad de energía calorífica
necesaria para alzar la temperatura en un grado centígrado. Bajo la condición
especificada, si la cantidad de masa es un gramo se le denomina calor
específico y si es una mol representa la cantidad específica molar.”16
1.2.1. "PODER CALORÍFICO NETO" O INFERIOR.
Es el calor liberado, cuando se quema un kilogramo de combustible que se
halla a la temperatura de 15°C y los productos de la combustión se enfrían a
15°C.
1.2.3. “PODER CALORÍFICO BRUTO” O SUPERIOR
Si los productos de la combustión se enfrían a 15°C y además se condensa el
vapor de agua contenido en los gases de combustión no se condensa, se
obtiene el poder calorífico bruto o superior. Como en la mayor parte de los
procesos industriales contenidos en los gases de chimenea o combustión no
se condensa, la base más lógica para juzgas la eficiencia térmica del equipo
es el poder calorífico neto o inferior.
“El calor que se desarrolla cuando se condensa 1 kilogramo de agua a 15° C,
es igual a 587.9 calorías o sea 447.5 Cal para 1 metro cúbico de vapor de
agua (medido a 15° C). El poder calorífico neto puede ser calculado del poder
calorífico bruto substrayendo la cantidad de calor que se produciría si se
condensa el vapor de agua del gas de combustión.”17
16 Romo Luis, Termodinámica Química Ed. Universitaria 1972 17 Romo Luis, Química Física, Ed. Universitaria
20
TABLA N° 6
PODER CALORÍFICO DE LOS GASES
Análisis en volumen por ciento
Poder Calorífico Calorías por m3 a 15º C
MATERIAL
Peso m
olecular
Densidad
Kgs por
metro cúbico
ºC
H2 CH4 C2H4 C2H5 C3H6 C3H8 C4H8 C4H10 +C1OH12 Inertes Superior Inferior
1. Hidrógeno
2. Metano
3. Etano
4. Etileno
5. Propano
6. Propileno
7. Butano
8. Destilado del despropanizador
9. Gas de cracking seco
10. Coquefacción seco
11. Reformación seco
12. Gas de cracking seco
13. Gas natural seco
14. Gas de cracking húmedo
15. Gas de coquefacción húmedo
16. Gas de reformación húmedo
17. Gas de cracking húmedo
18. Gas natural seco
19. Catálisis fluída seco
20. Catálisis Houdry seco
21. Catálisis T.C.C. seco
22. Gas de refinería seco
23. Gas de refinería seco
24. Gas
2.0
16.0
30.0
28.0
44.0
42.0
58.0
31.2
21.7
28.8
30.2
28.6
18.6
30.6
23.7
29.8
35.0
17.9
29.4
26.0
25.2
28.0
24.6
0.0850
0.6772
1.2709
1.1971
1.8646
1.7812
2.4552
1.3207
0.9179
1.0077
1.2757
1.2115
0.7879
1.2934
1.0045
1.2629
1.4811
07558
1.2452
1.1008
1.0639
1.1875
1.0430
100
_
_
_
_
_
_
_
_
9.5
4.9
3.8
_
6.4
9.8
6.2
_
_
5.5
11.8
19.5
3.3
2.6
_
100
_
_
_
_
_
4.3
64.5
44.6
27.5
40.2
86.6
30.6
45.9
29.5
34.6
90.7
31.7
35.2
24.6
36.0
53.3
_
_
_
100
_
_
_
__
3.6
7.4
3.3
_
5.1
19.5
6.7
1.7
_
7.0
6.6
8.2
5.4
1.9
_
_
100
_
_
_
_
82.7
16.0
24.3
27.6
21.2
8.6
19.1
3.7
18.7
21.6
6.2
8.7
9.3
9.6
18.2
19.0
_
_
_
_
_
100
_
_
1.9
1.5
3.0
1.1
_
10.6
11.3
14.2
4.7
_
15.1
9.8
10.0
7.5
6.1
_
_
_
_
100
_
_
13.0
6.7
14.0
22.4
23.8
3.9
16.8
6.6
23.7
17.4
2.1
24.7
19.8
20.6
19.7
13.6
_
_
_
_
_
_
_
_
1.3
_
_
_
_
5.9
_
_
3.0
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
100
_
2.9
2.5
7.2
6.6
0.7
5.5
3.2
1.0
7.5
10
0.4
0.4
_
1.9
07
_
_
_
_
_
_
_
_
0.6
_
_
_
0.2
_
_
_
9.3
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
6.5
7.1
7.5
8.0
2.8
2897
8994
16000
14387
22997
20822
29861
16624
11730
13041
15554
14413
10340
15920
12702
15278
18344
9912
14342
13201
12336
13727
12791
2451
8102
14654
13486
21205
19485
27623
15242
10696
11944
14190
13147
9359
14663
11606
13950
16865
8958
13103
12060
11267
12541
11677
Fuente: H. S. Bell Tecnología del Gas Natural Ed. Diana 1959
21
Reacciones de la combustión.- Las reacciones fundamentales de la
combustión se muestran en la tabla 79. Si se dispone del análisis elemental del
combustible, estas reacciones son todo lo que se requiere para resolver muchos
cálculos de combustión.
TABLA N° 7 REACCIONES DE COMBUSTION
Reacción Combustible Peso
Molecular
Poder
Calórico
Cal./Kg
Kg. Aire/kg
comb.
1. H2 + 1/2 02 = H2O
2. C + 02 = C02
3. C + V2 02 = CO
4. CO +1/2 02 = C02
5. S + 02 = 502
6. CH4 + 202 = C02 + 2H20
7. C2H4 + 3 O2 =2C02 + 2H2O
8. C2H6 + 5 O2 =2C02 + 3H20
Hidrógeno
Carbono
Carbono
CO
Azufre
Metano
Etileno
Etano
2
12
12
28
32
16
28
30
34440
8110
2440
5640
2250
13220
12000
12580
34.8
11.6
5.8
2.48
4.35
17.28
14.81
16.13
Fuente: H. Dale Begg Gas Production Operations Oil&Gas 1984
El examen de estas ecuaciones químicas nos proporciona la siguiente
información:
1. Peso de los materiales que reaccionan.
2. Volúmenes de los gases que reaccionan
Por Ejemplo:
“La reacción 1 indica que un m3 de hidrógeno reacciona un ½ m3 de vapor de
agua. De la misma manera la reacción 6 nos muestra que un volumen de
metano requiere dos volúmenes de vapor de agua. Los volúmenes son
directamente proporcionales a las moles, y por lo tanto, el número de moles
que reaccionan es directamente proporcionales al número de volúmenes
22
reaccionantes. Siendo el peso molecular del metano 16 y del oxígeno 32, en la
reacción 6.16 Kg de metano reaccionan con 2 x 32 Kg de oxígeno para producir
44 Kg de anhídrido carbónico y 2 x 18 Kg de agua. El conocimiento de esta
reacciones elementales de la combustión, juntamente con los datos de los
calores específicos de los productos gaseosos, constituyen las bases de casi
todos los cálculos de combustión MEKLER Y FREDERSDORF presentar
fórmulas algebraicas sencillas, por medio de las cuales la mayoría de las
constantes de combustión de los combustibles gaseosos pueden ser calculadas
a base de datos, tales como el peso específico o el peso molecular. En función
del peso específico del gas (peso) molecular dividido por 28.9 el calor de
combustión (calorías por metro cúbico) y la cantidad teórica de aire requerida
(metros cúbicos por metro cúbico de combustible) son:
Poder calorífico bruto o superior = 1915 + 133709
Poder calorífico neto o inferior = 1380 + 12700 9
Metros cúbicos de aire = 1.15 + 15 9 “18
1.2.4. APLICACIONES COMO COMBUSTIBLE
La mayor parte del gas natural se emplea en procesos de calefacción industrial
y doméstica y particularmente en los Estados Unidos, su empleo se puede
comparar con el gas de hulla de muchos otros países. Su facilidad de control,
uniformidad en la composición, ausencia de substancias indeseables y elevada
potencia calorífica, que promedia las 10000 kcal / m3, hacen que sea este gas
el combustible ideal en una serie ilimitada de aplicaciones. Se puede decir que
los únicos factores que restringen su empleo como combustible son su
asequibilidad y precio, el cual depende considerablemente del costo relativo de
los otros combustibles cuyo centro de producción este más próximo al
consumidor.
18 H. Dale Begg Gas Production Operations Oil&Gas 1984
23
Cuando existe un gasoducto, la aplicación del gas natural es muy sencilla por
medio de dispositivos y quemadores adecuados para todas las necesidades
domésticas e industriales.
El gas natural, aunque no se utiliza tan extensamente como combustible de
motores de explosión, ofrece una fuente inmediata de energía para centrales
energéticas situadas cerca de los centros de producción. En muchos países que
son deficitarios en otras clases de combustible se emplea también metano o
gas natural para motores poseen excelentes cualidades antidetonantes,
pudiéndose emplear en máquinas de mayor relación de comprensión que las
diseñadas normalmente para gasolina.
1.2.5. Utilización como materia Prima
El gas natural húmedo tiene una importancia primordial fuente de
aprovechamiento de gasolina, para lo cual se suele transportar el gas a las
unidades de extracción, en donde se le separa de los hidrocarburos líquidos que
forman la llamada gasolina natural o gasolina rectificada. Los hidrocarburos
gaseosos más fácilmente condensables tales como propano y butano se pueden
extraer también en estas condiciones, quedando un gas residual "pobre" con
casi las mismas propiedades que el gas seco.
Al considerar las reacciones del gas seco natural que procede de los pozos o
del gas residual pobre de las plantas de extracción, se puede suponer con
seguridad que se compone principalmente de metano. La descomposición de
estos gases suministra, por tanto, una fuente de carbón e hidrógeno. El metano
por ejemplo, puede emplearse como producto de partida en la preparación de
alcohol metílico y formaldehído por oxidación, o en la obtención por cloración
del cloruro de metilo. El negro humo, de tanta importancia en la industria es
también un producto obtenido, bien por la combustión incompleta del metano o
por su cracking térmico. El hidrógeno puede producirse por la pirolisis a alta
24
temperatura del metano o por reacción de éste con vapor de aguay por
combinación con nitrógeno obtenido del aire se convierte en amoníaco.
“El gas natural se usa como combuistible pero tambien se le hace oxidar para
producir negro de humo, y por medio de las actuales plantas se producen luego
de la quema de gas monóxido de carbono e hidrógeno que luego son
sintetizados principalmente en gasolina y en numerosos productos químicos
tales como alcoholes: metilico, propilico, butílico, acetaldehído, ácido acetico,
acetona.”19
1.3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN DE GAS EN LA
ESTACIÓN LAGO NORTE
A continuación se detallan los componentes mecánicos que se encuentran
instalados en la estación Lago Norte.
Componentes de la Planta:
DESCRIPCIÓN CANTIDAD 1. SCRUBBER 3 2. TORRE VERTICAL CON REGADERA 1 3. TANQUE CON REGADERA 1 4. MOTOR ELECTRICO 100HP 1 5. BOMBA DURCO 1 6. DESHIDRATADOR 1 7. UNIDAD DE REFRIGERACIÓN 1
8. VALVULAS DE COMPUERTA 2 x 150 1
9. V ALVULAS CHECK 1
10. SENSORES DE NIVEL 4 11. BRIDAS 3 12. MANÓMETROS 8 13. INDICADORES DE FLUJO 1 14. REDUCCION 1 15. VALVULA DE COMPUERTA 4" x 300 5
19 Nelson, W.L: Refinación de petroleos Ed. Reverte 1958
25
El gas que se toma de la descarga de los compresores, se encuentra a 18 psi
de presión, a una temperatura de 110° F, este gas pasa a través de una tubería
de 4" de diámetro para entrar en contacto con el primer componente de la
planta que es un scrubber el mismo que consta de un desnatador, un mist
stractor cuya intención es de descargar los compuestos de C5 a C8 estos caen
por el drenaje debido a las fuerzas de gravedad. A estos compuestos se los
denomina condensados.
En el scrubber se encuentran ubicados dos censores de fluido los que cumplen
las funciones de evitar que se llene completamente el scrubber, además se
encuentra también un manómetro para conocer las presiones a las que está
entrando el gas y por tanto a la presión que está trabajando el scrubber.
El gas contiene alrededor del 15% del peso de CO2 , entra a la Torre Vertical
donde se va ha cumplir la separación de CO2 por medio de lavado que a
continuación se detalla:
La torre cuenta con cinco regaderas superiores por donde circula agua que es
bombeado por la bomba Durco de 100 hp; ésta baja chocando con el gas
proveniente del scrubber, el cuál sube atravesando los 12 platos o waffles que
se encuentran ubicados dentro de la Torre Vertical, estos waffles se encuentran
ubicados a distancias estratégicas para que así tanto el gas como el agua
tengan un tiempo mayor de residencia en dicho elemento, estos platos son una
especie de campanas lo cual hace que área de contacto entre e agua y e gas,
aumente, con este mecanismo obtenemos una reducción del 10% de CO2 así
cuando el gas sale de la Torre Vertical tendremos un gas con el parámetro
necesario en lo que compete al CO2 para que entre a las turbinas cuyo valor es
del 5% como máximo. En la torre vertical están instaladas dos válvulas fisher
que están en alto y bajo nivel, la de alto nivel está conectado a un controlador
automático que apaga la bomba en el caso de que exista agua en exceso. El
agua se drena, y el CO2 va saliendo como H2C03 que es ácido carbónico este
pasa por una flauta hacia el tanque donde se separa el H20 y se libera el CO2.
26
Por otra ramificación donde sale el gas con menos del 10% en peso de CO2pasa
a un segundo scrubber y que cumple los mismos fines que el primero, también
cuenta con un desnatador con medidor de fases para lo que es gasolinas y lo
que es agua, aquí se separaran mas condensados.
Al igual que el anterior scrubber el segundo cuenta también con indicadores de
nivel y un manómetro.
Posteriormente el gas que sale del segundo scrubber entra directamente a un
deshidratador el cuál en su interior tiene unos tubos delgados en forma de
serpentín que va conectado a una unidad de enfriamiento, por el cuál circula
freón, que es un gas que se encarga del enfriamiento del gas natural; el mismo
que al enfriar al gas natural ayuda a condensar la mayor parte de residuos,
entre los que tenemos gasolina natural y una parte de sólidos.
El propósito del deshidratador es que pase el gas lo más seco posible y que la
humedad sea retenida para que no cause problemas a los equipos.
Luego el gas pasa a un tercer scrubber que es el final, y a partir de pasa
directamente a las turbinas de generación de energía eléctrica, a través de una
línea de 4 plg., es por eso que el control en este último scrubber y en general
en toda la planta es importante para así poder obtener el máximo rendimiento y
eficiencia en las turbinas.
El agua que se toma para la torre vertical está dentro de un circuito cerrado.
El agua descarbonizada que pasa por la torre vertical eliminando gran parte del
CO2 pasa a reposar en el tanque de almacenamiento de agua que también
tiene regaderas las rocían el agua contaminada, ayudando así a que esta agua
se recircule otra vez al proceso.
27
Como esta agua cumple la función específica de eliminación de C02 también
trae consigo elementos como C3 y C4 los cuales forman una atmósfera gaseosa
dentro del tanque.
GRAFICO N° 1
TORRE VERTICAL CON REGADERA
28
GRAFICO N° 2
SCRUBER
29
1.4.-Análisis Cromatografico
“Keulemans ha definido la cromatografía como un método físico de separación
en el cual los componentes a separar se distribuyen entre dos fases, una de las
cuales constituye la fase estacionaria, de gran área superficial, y la otra es un
fluido (fase móvil) que pasa a través o a lo largo de la fase estacionaria.”20
La fase estacionaria puede ser un sólido o un líquido dispuesto sobre un sólido
que actúa como soporte, de gran área superficial. La fase móvil es un fluido
(puede ser gas, líquido o fluido supercrítico) que se usa como portador de la
mezcla. 21
En la cromatografía ocurren dos fenómenos muy importantes y que son
prácticamente los rectores del proceso de separación: la adsorción y la
absorción.
“La adsorción es la retención de una especie química en los sitios activos de
la superficie de un sólido, quedando delimitado el fenómeno a la superficie que
separa las fases o superficie interfacial.
Esta retención superficial puede ser física o química. La adsorción depende de
la naturaleza de la substancia adsorbida, de la temperatura, de la naturaleza y
estado de subdivisión del adsorbente, y de la concentración.
La absorción es la retención de una especie química por parte de una masa y
depende de la tendencia que tiene ésta a formar mezcla o reaccionar
químicamente con la misma.”
Existen muchas maneras de clasificar los métodos cromatográficos.
Según, Giddings, se puede clasificar la Cromatografía por sus variantes:
• Fase Móvil (puede ser gaseosa, líquida ó fluido supercrítico) 20 MacNair H. Cromatografía de gases Secretaria OEA 21 De Garcia Stort, Fundamentos de la Cromatografía de gases Ed. Alambra 1968.
30
• Fase Estacionaria
• Mecanismo de Retención (tipos de equilibrios implicados en la
transferencia de los solutos entre las fases).
• Forma de Contacto entre las fases (columna ó superficie plana)
• Dimensionalidad
• Escala Física
• Gradientes
1.4.1. Teorías del proceso Cromatográfico
“El proceso cromatográfico, aparentemente simple en práctica, es en realidad
una compleja unión de fenómenos tales como hidrodinámica, cinética,
termodinámica, química de superficie y difusión.
Hasta la fecha se han propuesto muchas teorías, que incluyen complejos
modelos matemáticos para poder explicar el comportamiento de los solutos en
las columnas cromatográficas. Las más estudiadas son: La Teoría de los Platos
Teóricos (Martin y Synge), la Teoría Cinética (Van Deemter, Zuiderweg,
Klinkenberg y Sjenitzer) y la Teoría Desarrollada (Golay) para Columnas
Capilares.
Según la Teoría de los Platos, una columna cromatográfica está constituída por
una serie de platos que contiene una fase estacionaria. Supone que el volúmen
de fase estacionaria en cada plato es constante; que el volúmen de fase móvil
es constante de plato a plato; que en cada plato las dos fases están en
equilibrio, y que el valor del Coeficiente de Distribución es constante e
independiente de la concentración del soluto.
La principal desventaja de la Teoría de los Platos Teóricos es la falta de
conexión entre la eficiencia de la columna cromatográfica, el tamaño de la
partícula, la difusión, la velocidad de flujo y la temperatura. La otra desventaja
es que utiliza un modelo basado en muchas suposiciones.”22
22 Rouland F. La practica de la Cromatografía de Gases
31
La Ecuación que rige esta teoría es:
N = 16(tr/w)2
La Teoría Cinética considera el proceso cromatográfico en función de los
factores cinéticos que intevienen en él.
Siendo estos factores:
• Las múltiples trayectorias (diferentes rutas) que toma un soluto durante
su movimiento (migración) a través del empaque de la columna,
provocando variaciones en la velocidad del flujo.
• La Difusión Axial o Longitudinal del soluto en la fase móvil.
• La cinética de la resistencia a la transferencia de masa entre las fases
móvil y estacionaria.
La Ecuación de Van Deemter,
HETP ó H = A + B/m + Cm
donde m = L(cm)/ traire(seg)”
1.4.2. Columna
Es el lugar donde ocurre la separación. Se dice que es el corazón de un
cromatógrafo.
Los materiales con los cuales generalmente se pueden elaborar las columnas
son: cobre, aluminio, acero inoxidable, vidrio ó teflón.
El relleno puede ser un sólido, ó un líquido recubriendo un sólido.
Podemos clasificar las columnas según el propósito del proceso cromátografico:
• Empacadas
o Analítica
o Preparativas
• Capilares
o W.C.O.T. (Wall Coated Open Tubular)
o S.C.O.T. (Support Coated Open Tubular)
32
Factores que Afectan la Eficiencia de una Columna
• Longitud de la Columna
• Diámetro de la Columna (1/4", 1/8", 1/16" de diámetro externo)
• Tamaño de las partículas del relleno
• Naturaleza de las fases
• Cantidad de fase estacionaria
• Temperatura de la columna
• Velocidad del gas portador
• Cantidad de muestra inyectada
• Material del cual está elaborada la columna
• Enrollado de la columna
1.4.3. Soporte
“La función básica del soporte es la de "mantener" (sostener, retener) la fase
estacionaria. Idealmente debería ser un material inerte que "mantiene" la fase
estacionaria sobre su superficie como una película delgada.
La mayoría de los soportes cromatográficos está hecha de diatomita.
Químicamente es casi todo sílice, con algunas impurezas. También se conoce
como Tierras Diatomáceas ó Kiselguhr (palabra alemana). Domina el campo de
los soportes debido a su estructura, superficie y disponibilidad.
Hay que tener en cuenta dos cosas a la hora de escoger un soporte:
1. La Estructura, ó Características Físicas (contribuye a la eficiencia de la
columna cromatográfica):
o Tamaño de partícula
o Diámetro del poro
o Densidad
o Área Superficial
2. la Química de Superficie ó Características Superficiales (gobierna la
participación del soporte en los resultados de la separación).
o Grupos silanoles activos
33
o Iones metálicos
Además de las características anteriores, la selección del soporte va a depender
también de:
• la naturaleza de la muestra
• la naturaleza de la Fase Líquida
• el uso que se le va a dar a la columna:
o General
o Específico
• Precio
Podemos resumir que un buen soporte debe reunir las siguientes
características:
• Elevada Superficie por unidad de volúmen
• Estabilidad Térmica
• Dureza mecánica suficiente para que pueda resistir los procedimientos
de revestimientos y relleno
• Inactividad química o de adsorción
• Baja resistencia al paso de la fase móvil
La eliminación ó reducción de los sitios activos de adsorción (también conocido
como Desactivación de la Supeficie) de un soporte cromatográfico puede
efectuarse de varias maneras:
• Remoción por lavado con ácido (NAW ó AW)
• Eliminación ó Remoción por reacción del Grupo Silanol
• Saturación de la superficie con una fase líquida
• Impregnando ó recubriendo con material sólido inerte
1.4.4. Fase Estacionaria Líquida
Al hablar de fase estacionaria líquida entramos en contacto con dos palabras ó
términos: Polaridad y Selectividad.
34
Las fases líquidas podemos clasificarlas según sus polaridades cromatográficas,
nos valemos de unas constantes que determinan dicha polaridad. Existen dos
sistemas:
• Constante de Rohrchneider
• Constante de McReynolds
Existen muchas discusiones sobre este tema para poder definir y describir el
parámetro polaridad en cromatografía, podemos decir que la polaridad de una
fase estacionaria líquida se refiere a las interacciones intermoleculares que
involucra dipolos permanentes.
Selectividad es definida como las diferentes atracciones intermoleculares
Varias cualidades ha de reunir un líquido para servir como fase estacionaria:
• Viscosidad
• Tensión Superficial
• Tensión de Vapor
• Selectividad respecto a los componentes de la fase móvil
• Reversibilidad del Reparto
• Estabilidad Térmica
1.4.5. Gas Portador
El gas portador cumple básicamente dos propósitos: Transportar los
componentes de la muestra, y crear una matriz adecuada para el detector.
Un gas portador debe reunir ciertas condiciones:
• Debe ser inerte para evitar interacciones (tanto con la muestra como con
la fase estacionaria)
• Debe ser capaz de minimizar la difusión gaseosa
• Fácilmente disponible y puro
• Económico
35
• Adecuado al detector a utilizar 23
1.4.6. Detectores
“Un detector es un dispositivo para revelar la presencia de las sustancias
eluídas a la salida de la columna cromatográfica. Podemos expresar que el
detector son los "ojos" de un cromatógrafo.
El Detector es un dispositivo capaz de convertir una propiedad física, no
medible directamente, en una señal elaborable y ofrecernos información sobre
la naturaleza y magnitud de la propiedad física.
En cromatografía un detector funciona comparando una propiedad física entre
el gas portador puro y el mismo gas portador llevando cada uno de los
componentes que previamente se han separado en la columna, esta acción se
traduce en una señal tipo eléctrica, que posteriormente se amplificará mediante
un registrador gráfico ó integrador permitiendo indicar el momento que salen
de la columna los componentes.”24
1.4.7. Clasificación de los detectores
Estos pueden ser clasificados:
• Detectores según su Grado de Selectividad :
o Universales. Responde a la mayoría de los solutos que pasan por
él.
o Específicos ó Selectivos. Exhibe una gran respuesta a un grupo
particular de substancias con un mínimo de respuesta a otras.
• Detectores Destructivos y No destructivos. Esta clasificación,
obviamente, es en referencia a si la muestra es destruída o no.
• Detectores según su Modo de Respuesta:
o Dependientes del Flujo Másico. Producen una señal que es
proporcional a la cantidad de soluto que pasa a través de él en la
23 De garcia Stort, Fundamentos de la Cromatografía de Gases Ed. Alambra 1968 24 www.google .com
36
unidad de tiempo pero es independiente del volúmen de gas
portador requerido para la elución.
o Dependiente de la Concentración. Dan una señal proporcional a la
cantidad de soluto por unidad de volúmen de gas portador que
pasa a través de él.
• Detectores según el proceso de detección Ionización, Óptico-
espectroscópico, Electroquímico, etc.
1.4.8. Características de los Detectores
• Sensibilidad. Medida de la efectividad de un detector para convertir la
muestra en una señal eléctrica medible.
• Linealidad. Rango de masa ó concentración de muestra sobre el cual el
detector mantiene una sensibilidad constante sin una desviación
arbitraria. El significado práctico de la linealidad del detector es el que le
indica al analista la concentración para la cual el detector es confiable.
Hay dos límites en la curva de linealidad:
o El límite de concentración inferior, que es dado por el límite de
detección y,
o El límite Superior, definido por un porcentaje de desviación
arbitrario de la curva de linealidad, normalmente se toma un 5%
de desvisción.
• Rango Dinámico Lineal. Rango sobre el cual la sensibilidad del detector
es constante.
• Ruido. Es cuantificado por el promedio de la amplitud pico-pico de la
señal. El significado de conocer el nivel de ruido de un detector es un
factor determinante en la determinación de la cantidad mínima
detectable y el límite inferior del rango lineal.
• Límite de Detección. Está definido como la mínima cantidad de
substancia que puede producir una señal que sea el doble del nivel de
ruido.
• Corriente de Fondo. Señal constante de salida generada por el proceso
en el que un detector está operativo sin que alguna substancia pasa a
37
través de él. Esta señal es muy importante, ya que permite diagnosticar
el buen o mal funcionamiento del detector.
1.4.9. Detectores más usados en Cromatografía de Gases
• “Detector de Conductividad Térmica. Mide la conductividad térmica del
gas portador, ocasionada por la presencia de substancias eluídas.
• Detector de Ionización a la Llama. Basado en la medida de las
variaciones de la corriente de ionización en una llama oxígeno-hidrógeno
debido a la presencia de substancias eluídas.
• Detector de Captura Electrónica. Basado en la electronegatividad de las
substancias eluídas, y su habilidad para formar iones negativos por
captura de electrones.
• Detector de Fotometría a la Llama, Basada en la medida de la intensidad
de la emisión molecular de la fluorescencia de heteroátomos en las
moléculas orgánicas.
• Detector de Ionización de Llama Alcalina
• Detector de Espectrometría de Masas”25
1.4.10. Cromatograma y su Interpretación
Los siguientes términos son los utilizados en un cromatograma típico y
recomendados por la IUPAC:
• Line Base
• Pico
• Base del Pico
• Área del Pico
• Altura del Pico
• Ancho del Pico
• Ancho del Pico a la mitad de la Altura
Medida de la Altura ó Área de Pico
25 McNair, Cromatografía de Gases Secretaria General OEA
38
• Altura del Pico
• Área del Pico.
Existen varias técnicas para la determinación del Área de un Pico
Cromatográfico:
o Integración Manual
Métodos Geométricos
Triangulación
Altura por ancho a la mitad de la Altura
Métodos Mecánicos
Planimétricos
Corte y Pesada
o Integración Automática
Electromecánica
Electrónica
1.4.11. Análisis Cualitativo
Los procedimientos para identificación de los picos cromatográficos podemos
dividirlos en dos categorías:
• Identificación Cromatográfica
o Por Datos de Retención
o Por Serie Homólogas (Indices de Retención de Kovacs)
• Identificación No Cromatográfica
o Análisis Clásicos
o Identificación por:
Adición de Estándar
Formación de Derivados
Sustracción de un Componente
o Identificación con Técnicas Auxiliares: UV, IR, MS, RMN
39
1.4.12. Análisis Cuantitativo
Existen varios métodos para cuantificar un pico cromatográfico:
• Normalización de Área • Normalización de Área con Factores de Respuesta
• Estandarización Externa
• Estandarización Interna
GRAFICO N° 3
ESQUEMA DEL CROMATOGRAFO
La figura representa el esquema de las partes básicas de una cromatografía
de gas:
1. Cilindro de gas
2. Control de caudal de gas
40
3. Entrada de la muestra
4. Termostato de la columna
5. Columna
6. Detector
7. Registro gráfico”26
1.5. METODO PARA CUANTIFICAR LOS VOLÚMENES DE GASES
Los principios de la baja de Presión
“Siglos atrás se descubrió que el fluido que pasa a través de un conducto podía
medirse colocando un obturación para causar una disminución en la presión del
fluido al pasar éste por la obturación. Esta baja de presión se llama presión
diferencial. El término diferencial viene de la palabra “Diferencia” y se refiere
precisamente a la diferencia de presión del flujo antes y después del plato de
orificio. Se descubrió que había una relación directa entre la velocidad del flujo
que pasa (volumen de flujo por unidad de tiempo Q/t = y la baja de presión o
diferencial) “27
Dimensiones para conexiones de presión.- conexiones en tubería.
TABLA N° 8
DIMENSIONES PARA CONEXIONES DE TUBERÍA Tamaño nominal
de tubería Diámetro interno
Distancia desde aguas arriba
La placa aguas abajo
2 pulgadas 3 pulgadas 4 pulgadas 6 pulgadas 8 pulgadas 10 pulgadas 12 pulgadas 16 pulgadas 20 pulgadas
2067 3068 4026 6065 8071 10136 12090 15250 19182
5-1/4” 7-3/4”
10” 1 3-1/8” 1 8-1/4” 2 1-1/2” 2 6-1/4” 3 2-1/8”
4
1 4-1/2” 2 1/2"
2 8-1/4” 4 1/2" 5 4-1/2” 6 9 –1/2”
8 3/4 10 2”
12 9-1/2” Fuente: Manual de Petroproducción
26 McNair, Cromatografía de Gases Secretaria General OEA 27 Carrillo I., Operaciones de producción de Superficie, Petroproducción 1996
41
1.5.1. La placa de orificio
“La placa o plato de orificio es un disco con un orificio concéntrico y un asidero
o mango, que permite un manipuleo con mayor facilidad. En este asidero debe
ir siempre marcado el diámetro del orificio del plato.
La diferencia que se mide entre las presiones flujo antes Pl y flujo después P2
del plato de orificio es la diferencia que se registra por medio del elemento
diferencial en el medidor de orificio ver el gráfico 45 se puede observar que el
flujo de gas al pasar el orificio de la placa se contrajo y al pasar se expande
nuevamente y más de la mitad de la presión que se pierde en la placa se
recupera.”28
Para medir la cantidad de gas se instala entre las bridas de orificio un plato de
orificio con dos empaquetaduras una a cada lado de tal modo que el plato
quede enmarcado por los pernos de las bridas. Es así como el orificio del plato
es concéntrico a las bridas y la tuberías instalada de este modo el plato es un
elemento de obstrucción y la velocidad del flujo en este punto es mayor que en
cualquiera otra parte de la tubería con la consecuente disminución de presión
estática.
1.5.2. Dimensiones de la placa de Orificio
American Gas Association Comunittee; establece ciertas normas para el
dimensionamiento de la placa de orificio que será usado en la medición de gas.
a) Para una tubería de diámetro nominal de 4 pulgadas o menor la place de
orificio será de no menor de 0.060 de pulgadas de grosor y o más de
0.130.
28 Carrillo I. Operaciones de Producción de Superficie, Petroproducción 1996
42
b) Para una tubería de diámetro nominal de 6 pulgadas, el grosor de la
placa será de por lo menos de 0.010 de pulgada pero no mayor de
0.255.
c) Para una tubería de más de 6 pulgadas de diámetro el grosor de la placa
no será menor a 0.100 de pulgadas y no mayor a 1/30 del diámetro
interno, pero en ningún caso será más de 0.505 de grosor.
d) El grosor del borde del orificio no excederá de:
1. 1/30 del diámetro del conducto
2. 1/8 del diámetro del orificio
3. 1/8 del resultado obtenido al restar el diámetro del
orificio del diámetro del conducto. 8
dD −
1.5.3. La razón Beta
Para abreviar cálculos, se ha dado el nombre de razón beta al resultado que se
obtiene dividiendo el diámetro del orificio por el diámetro interno del conducto
donde se instala el orificio, razón beta = Dd
que debe quedar dentro de ciertos
rangos para ser aceptables, para conexiones de brida no menos de 0.15
pulgadas y no más de 0.70 para conexiones de tubería no menos de 20 ni más
de 0.67
1.5.4. Medidores de Gas
Instrumento cuya función es presentar gráficamente las condiciones de presión
a las que fluye el gas (presión estática y presión diferencial), por medio de un
sistema de relojería cuyo tiempo de duración es completar una vuelta 360 o en
la carta acondicionada de acuerdo a los requerimientos.
De la lectura de estas presiones y otras informaciones como el tamaño del
orificio etc. Se calcula el flujo que pasa de gas por dicho orificio (volumen de
43
flujo por unidad de tiempo). Hay dos presiones registradas por el medidor de
orificio: presión estática y presión diferencial.
Se le puede considerar como la presión del conducto y se mide por medio de un
rubo de resorte del mismo tipo usado en un manómetro común. Se toma
usualmente en le conducto del flujo de gas después de la placa de orificio.
1.5.5. Presión Diferencial
“El propósito del medidor de orificio y su equipo auxiliar es en primer lugar
medir una disminución de presión el conducto y medir esta disminución o
presión diferencial. La presión diferencial es la diferencia entre dos presiones, la
presión diferencial a través de un orificio dentro de una línea es la diferencia
entre la presión de ingreso antes de que el gas pase a través del orificio, la
diferencia de presión se mide en pulgadas de mercurio que para efectos de
cálculos se tiene que convertir en pulgadas de agua hw. Toda vez que se
cambia el disco a un medidor de flujo se debe comprobar que las plumas que
registran ambas presiones (Pf y hww) una vez desfogadas las conexiones
deben marcar el cero.”29
Después de años de experimentación con diferentes dispositivos mecánicos, la
industria petrolera ha estandarizado la placa de orificio plana, ya que es el
dispositivo más práctico de instalar en un conducto de gas con fin de crear una
presión diferencial.
1.5.6. Presión Absoluta
Es la presión medida más la presión atmosférica así por ejemplo la presión
atmosférica al nivel del mar es igual al 14.7 psia y el disco nos marca una
lectura de 30 libras por pulgada cuadrada de mercurio hallar la presión
absoluta:
30 psig 14.7 psia= 44.7 psia.
29 Zambrano J, Curso de Ingenieria de Gas Natural Petrocapacitacion,2001
44
1.5.7. Presión atmosférica
La presión atmosférica varía de acuerdo con la elevación del punto en donde se
mide, la nivel del mar la presión atmosférica es 14.7 psia ( 1033 gr/cm2). El
aire de la atmósfera presiona sobre la tierra con una presión de 14.7 al nivel del
mar, a una elevación más alta como la cima de una montaña la presión es
naturalmente menor ya que hay menos atmósfera que presiona sobre la
superficie.
“La presión atmosférica se mide por el barómetro en pulgadas de mercurio y
estas medidas se las corrige a la altura equivalente de la columna de mercurio
al 32 oF. El promedio de la presión atmosférica para campos de gas es cerca de
14.4 psia.”30
Los valores promedios de la presión atmosférica para varias alturas sobre el
nivel del mar son dados en la siguiente tabla:
TABLA N° 9
PRESION ATMOSFERICA PARA VARIAS TEMPERATURAS Altura en
pies
Pulg. Hg. Presión
psia
H en pies Pulg. H.g. Presión
psia
0
100
200
300
400
500
600
800
30.00
29.90
29.80
29.70
29.60
29.49
29.39
28.49
14.73
14.69
14.64
14.59
14.54
14.49
14.44
14.34
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
28.99
28.49
27.98
27.48
26.97
26.47
25.95
25.46
14.24
13.99
13.74
13.50
13.25
13.00
12.75
12.50
Fuente: Curso de Ingeniería de gas natural
30 Zambrano J., Curso de Ingenieria de Gas Natural, Petrocapacitación 2001
45
1.5.8. Lectura del Disco del medidor
En un disco en que las lecturas son bastante regulares podemos tomar
cualquier periodo de una hora e inspeccionando obtener un promedio durante
esta hora, por ejemplo es de 20 pulgadas de agua la presión diferencial para el
mismo periodo de tiempo da un promedio de 56.7 lbs por pulgada cuadrada ,
presión estática de donde se puede calcular que:
1.5.9. El disco de raíz cuadrada
Algunas compañías de petróleo le han adaptado para la mayoría de los usos de
medición en el campo. Sus principales ventajas son que elimina la extracción de
la raíz cuadrada. En este disco el medidor registra la raíz cuadrada de la presión
diferencial y de la estática absoluta.
Muchas veces es más conveniente revisar el flujo a través del medidor en un
momento dado. Esto es especialmente cierto en el caso de proyectos de
inyección de gas. También esto puede ser de utilidad en operaciones de
extracción por gas en pozos que están produciendo gas.
La constante C del medidor es un valor relativamente constante, como está
basado en número de partes que no cambian frecuentemente este constante,
puede mantenerse en un valor fijo por muchos meses hasta años.
Usualmente se produce un cambio cuando se substituye el orificio por otro
diámetro diferente en el tubo medidor. Cuando se desea cambiar una placa de
orificio para subir o bajar la presión diferencial promedio será útil la siguiente
tabla:
46
1.5.10. Factor de Cambio de Placa
TABLA N° 10
FACTOR DE CAMBIO DE PLACA
1.00 2.00. 5.00 10.0 15.00 20.00 40.00 60.0
1.0
2.0
5.0
10.0
20.0
40.0
80.0
----
1.18
1.47
1.75
-----
0.85
1.00
1.25
1.47
1.75
-----
0.58
1.80
1.00
1.18
1.40
1.65
1.95
0.57
0.68
0.85
1.00
1.18
1.40
1.65
0.53
0.62
0.78
0.95
1.10
1.27
1.50
0.50
0.57
0.72
0.85
1.00
1.18
1.40
0.41
0.50
0.62
0.72
0.85
1.00
1.18
----
0.45
0.55
0.65
0.68
0.92
1.08
Fuente: Manual de Petroproducción
Supongamos que la placa sea de dos pulgadas de diámetro y da una lectura de
diferencial H =2.0 y se desea subir la lectura a 20 en la columna de 20 (H
deseada) y en la línea de 2.0 se encuentra el factor 0.57 se multiplica el
diámetro del orificio por este factor : 2” x 0.57 = 1.14 en la tabla 4 – 20 bajo
el diámetro de orificio se encuentra que 1.125 ( 1 1/8 es lo más cercano a 1.14.
Se usará una placa de 1.1/8.”31
1.5.11. Selección de la placa de orificio apropiado
En un proyecto de inyección de gas un problema típico es la selección de la
placa de orificio apropiada para permitir la inyección de un volumen estipulado
de gas a una presión conocida se sigue así:
a) Encontrar el volumen por hora, dividiendo el volumen diario por 24
b) Encontrar la raíz cuadrada de la diferencial deseada
c) Encontrar la raíz cuadrada de la presión de entrada
31 Carrillo I, Operaciones de Producción de Superficie, Petroprodución 1996
47
d) Multiplicar las dos raíces y dividir ese valor por el volumen por hora. Este
sería el factor horario aproximado F en la tabla 11-8 se encuentra el
tamaño de orificio inmediatamente.
Ejemplo:
El régimen diario de inyección es de 100MCF
Pf = 100 libras por pulgada cuadrada manométrica
Hw = deseada = no más de 40” de agua
Solución:
100MCF = 4150 pies cúbicos por hora
24Horas
La raíz cuadrada de 40” (Hw deseada) = 6325
La raíz cuadrada de (100 = 14.7) = 10696
10696 x 6325 = 67.65
4150/67.65 = 61.3
De la tabla 11-8 el factor (Fb) inmediatamente más grande que el 61.3 para la
línea de 2” es el factor para un orificio de 5/8 de pulgadas se lee 0.625, por lo
tanto el orificio aproximado sería de 5/8”.
48
CAPITULO II
2. PARTE EXPERIMENTAL
Cálculo de caída de Presión para cuantificar los volúmenes de gases.
Varias fórmulas empíricas se usan para el cálculo de caída de presión de gas
(Q) como las siguientes:
Q =198.8 D5 . (P21 – P22) 1/2
(S*F*T*Z*L) 1/2
donde:
Q =rata o cantidad de flujo (MCF/ d) (miles de pies cúbicos por día), a 14.7
psia y a 60 oF
P1 = Presión inicial (psia)
P2= Presión final (psia)
S = gravedad específica de gas (aire = 1000)
T = temperatura a condiciones de fluido en R
F = factor de fricción
Z = factor de comprensibilidad
L = longitud de la línea en pies
Ejemplo:
Un gas natural con una Gr Esp = 0.70 fluye a través de un orificio de 6” y a los
largo de una línea de 83000 pies.
Las presiones a los finales de las líneas son de 500 y 400 psig con una
temperatura promedio de 80 oF, cuál es la cantidad del flujo de gas por día, si
la viscosidad del gas en estas condiciones es de 0.012 centipoises y el factor de
comprensibilidad es de 0.91, el factor de fricción es de 0.0155.
49
Solución:
D = 6” (pulgadas)
L = 83000 (pies)
P1 = 500 psig = 514.7 psia
P2 = 400 psig = 414.7 psia
S = 0.70
F = 0.0155
Z = 0.91 cps
T = 80 oF = 540 oR
Q = MCF/d = x
Q = 198.8 65 . ( 514.72 - 414.7 2)1/2 .
( 0.70 * 0.0155* 540* 0.91* 83000)1/2
Q = 198.8 7.776 * (264916.09 – 171976.09) 1/2
( 0.01085 * 491.40 * 83000)1/2
Q = 198.8 (7.776 * 92.940 ) 1/2
(5.33 * 83000)1/2
Q = 198.8 (7220.1440)1/2
(442.390)1/2
Q = 198.8 * (1633)1/2 = 198.8 * 40.4
Q = 8031.5 MCF / d aproximadamente 8100 MCF/ d
50
Fórmula para cálculo de brida de presión de un gas en tubería según
Weymouth, quien asume que el factor de fricción varía en relación al diámetro
interno de la tubería en pulgadas : f = 0.032
D1/2
Fórmula de Weymouth: Q = ( ) 2/1222/1
667.2
21**871 PPL
D−
Donde:
Q = rata de flujo (Mcf/ d) a 14.7 psia y 60 oF
D = diámetro de línea total en pulgadas
P1 = presión en la corriente aguas abajo del flujo de gas
P2 = presión en la corriente aguas arriba del flujo de gas
L = longitud de la línea en millas 1 milla = 5280 ft
1 ft = 0.000018939 millas
El factor de fricción es la pérdida de energía debido a la fricción en el sistema
se le conoce con el nombre de factor. Fanning, se acepta un 15 % para tubos
muy lisos y 10 % para tubería comercial de acero.
Ejemplo:
Cuál es el diámetro de una línea que envía 2 MM CF de gas con una presión de
113.3 psig a un absorbedor que mantiene una presión de 40 psig, siendo las
condiciones del gas las siguientes:
Gravedad específica = 0.64
Temperatura = 85 oF
Factor de corrección de gravedad y temperatura = 0.945
Longitud de la tubería 8.3 millas.
51
Datos:
Q = cantidad de gas en CF/ d a condiciones estándar: 14.7 psia. Temperatura
60 oF, gravedad específica = 0.60 = 2 MMCF / d x factor de corrección.
L = 8.3 millas
P1 = 113.3 = 14.7 = 128.0 psia
P2 = 40 = 14.7 = 54.7 psia
D= ID de la línea = x
Solución:
2000000 * 0.945 = 871 * D2.667 *(( 128.0 )2 – (54.7)2)1/2
( 8.3)1/2
1890000 = 871 * D2.667 * (16384 – 2992.1)1/2
1890000 * 2.88 = = 871 * D2.667 * (13391.9)1/2
5443.200 = 871 * D2.667 * 115.72 5443.200 = 100792.12 * D2.667
5443.200/ 100792.12 = D2.667
54 = D2.667
D = ( 54 )2.667
Log D = Log 54 / 2.667 = 17324 / 2.667 Log D = 0.6495 A. Log D = A log 0.6495 D = 4.462 pulgadas = DI de la línea Tamaño de la línea requerida : 4.5“ DI
52
GRAFICO N° 4
CROMATOGRAFO PERKIN ELMER
53
2.1 ANALISIS CROMATOGRÁFICO DEL GAS DE LOS POZOS PRODUCTORES
TABLA N° 11
POZO ZONA P/T
PSI/
°F
CO2
%
MOL
N2
%
MOL
CH4
%
MOL
C2H6
%
MOL
C3H8
%
MOL
C4H10
% MOL
C5H12
% MOL
C6H14
%
MOL
SpGR GPM PESO
MOLECUL
AR
ES.C GR PSC
psia
P.C.N.
Btu/scf
OCT
Motor
m
Ug
cp
Cg
1/PSI
Bg
Ft3/scf
LAG-01 H 29/95 15.48 2.54 56.65 12.33 6.92 1.40 0.46 0.3 0.93 3.92 27.18 446.2 718.5 1071.8 92.2 0.0102 0.034 0.52
LAG-02 H 34/11
0
34.82 1.80 39.97 7.84 7.78 1.83 1.03 0.4 1.14 4.73 32.90 487.5 793.1 922 70.0 0.098 0.029 0.46
LAG-03 H 29/95 26.47 3.60 47.10 7.78 7.74 1.16 0.83 0.40 1.05 4.2 30.37 464.0 762.5 938.5 77.1 0.098 0.034 0.524
LAG-17 T 35/95 9.38 1.33 64.42 11.20 7.45 1.40 0.80 0.52 0.88 4.13 25.43 435.3 694.5 1143 100.9 0.0104 0.029 0.448
LAG-18 H 33/98 20.39 2.64 53.58 7.16 8.75 1.80 0.94 0.47 1.02 4.9 29.01 457.5 733.1 1047.8 86.3 0.010 0.030 0.479
LAG-24 H 33/95 23.48 2.83 52.73 7.34 6.82 1.53 0.93 0.43 1.04 4.15 219.07 454.8 737.4 976.8 83.0 0.009 0.030 0.476
LAG-29 T 36/11
0
6.29 1.36 63.44 8.38 8.15 1.43 0.79 0.53 0.84 4.38 24.44 426.1 680.7 1164.4 105.0 0.0108 0.082 0.448
LAG-31 U +T 33/10
0
8.7 1.67 64.51 11.85 7.40 1.46 0.76 0.51 0.87 4.11 25.25 433.9 690.6 1152.2 101.7 0.010 0.030 0.481
LAG-32 H 34/11
5
23.67 2.46 53.88 5.81 7.38 1.55 0.86 0.42 1.0 4.29 29.00 454.2 747.9 974.4 83.4 0.0103 0.029 0.479
LAG-33 H 40/95 17.42 2.97 69.76 16.38 7.42 1.48 0.83 0.38 0.98 4.05 28.46 459.5 725.9 1085.0 88.6 0.0100 0.025 0.391
LAG-36 BT 35/90 10.55 2.53 61.13 10.94 8.17 1.54 0.80 0.52 0.91 4.48 26.26 440.1 696.5 1139.5 97.9 0.0102 0.029 0.447
LAG-37 BT 35/98 5.59 1.75 72.81 9.78 5.41 1.04 0.56 0.35 0.79 3.04 22.89 410.6 681.7 1097.0 106.3 0.0108 0.029 0.451
Fuente: Propia
54
2.2 Cuantificación de los volúmenes de gas producidos
TABLA N° 12
Fuente: Propia
POZO ARENA DIAS PROD
MILES PIES CUBICOS POR
DIA
MILES PIES CUBICOS POR MES
LAG-1 H 31 76 2356 LAG-2 H 31 52 1612
LAG-11 H 31 69 2139 LAG-18 H 31 124 2976 LAG-24 H 31 59 1829 LAG-28 H 31 28 868 LAG-29 T 8 73 584 LAG-30 U 31 24 744 LAG-33 H 31 139 4309 LAG-36 B +T 25 75 1875 LAG-41 H 31 107 3317
TOTAL 22609
55
55
2.3. MONITOREO DEL SISTEMA ACTUAL
La siguiente evaluación se realiza a la planta de despojamiento de CO2 :
Fecha: Junio/2000
TORRE DE ABSORCIÓN
TABLA N° 13
FASE AGUA
PARAMETRO UNIDAD ENTRADA SALIDA
CO2 Libre Ppm 81 5.0
PH 5.929 4.83
Temperatura °C 42.5 42.5
Alcalinidad P. Ppm CaCO3
Alcalinidad M. Ppm CaCO3 68 0
Hierro Total Ppm Fe 13.9 15.45
Fuente: Propia
TABLA N° 14
TORRE DE ABSORCIÓN
FASE GAS
PARAMETRO UNIDAD ENTRADA SALIDA
CO2
(BACHARACH)
% V 21.6 5.6
Fuente: Propia
Con respecto al volumen de gas que esta tratando la planta se debe mencionar
que en promedio se reciben 250000 pies cubicos gas.
56
El tanque despojador de CO2 se encuentra con la tapa abierta, existiendo
mejores condiciones para la eliminación de CO2.
En la locación también se esta inyectando químico inhibidor de corrosión, que
funciona por periodos cortos de tiempo, otro factor que se debe incluir es la
variedad de metalurgia que se encuentra instalada lo que puede causar
problemas por corrosión galvánica.
En lo que se refiere a las superficies exteriores de la planta se puede notar que
no tienen la debida protección contra la corrosión externa ya que no están
pintadas.
57
2.4. DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN CO1, PODER CALORÍFICO NETO,
VISCOSIDAD DEL GAS, VISCOSIDAD, TEMPERATURA Y PRESION
PSEUDOCRITICAS.
LOCALIZACION DE LA MUESTRA: SUCCION TURBINAS LAGO AGRIO TABLA N° 15
CONSTANTES FISICO-QUIMICAS DEL GAS
Gravedad del gas (Aire= 1.0) 0,9360 Contenido líquido del gas GMP (glns/mscf) 4,2140 Peso molecular del gas 27,1170 Coercción Wichert- Aziz (GRA. F.) 16,5250 Temperatura pseudocrítca (GRA. F.) 445,7710 TC* (GRA. R.) 429,2460 Presión Pseudocrítica (PSIA) 719,4870 PC* (PSIA) 692,8150 Valor Calorífico Neto (BTU / SCF) 1072,9740 Valor Calorífico Bruto Seco (BTU / SCF) 1179,0650 Valor Calorífico Bruto Húmedo (BTU / SCF) 1158,5490 Octanage, Gas Combustible (Mothor- Method) 93,0970 Temperatura de flujo (GRAD. FAR.) 85,0000 Presión de flujo (psia) 244,7000 Calor específico a P=cte CP (BTU/ LBM*F) 0,3980 Calor específico a P=cte CV (BTU/ LBM*F) 0,325 T= 50oC T =300oC Relación de CP/CV, K (adimen.) 1,2250 1,235 1,18Desviación del gas real Z (adimen) 0,9390 Viscocidad del gas Ug (cp) 0,0103 Compresibilidad del gas Cg (1/psia) 4,36E-03 Factor volumétrico del gas BF (ft 3/scf) 5,92E-02 Fuente: Propia
LOCALIZACIÓN DE LA MUESTRA: GAS SALIDA COMPRESORES TURBINA TABLA N° 16
CONSTANTES FISICO-QUIMICAS DEL GAS Gravedad del gas (Aire= 1.0) 0,9446 Contenido líquido del gas GMP (glns/mscf) 4,8690 Peso molecular del gas 27,5720 Coercción Wichert- Aziz (GRA. F.) 15,4310 Temperatura pseudocrítca (GRA. F.) 442,5012 TC* (GRA. R.) 427,0810 Presión Pseudocrítica (PSIA) 705,8920 PC* (PSIA) 681,2770 Valor Calorífico Neto (BTU / SCF) 1095,5850 Valor Calorífico Bruto Seco (BTU / SCF) 1203,2180 Valor Calorífico Bruto Húmedo (BTU / SCF) 1182,2820 Octanage, Gas Combustible (Mothor- Method) 92,2980 Temperatura de flujo (GRAD. FAR.) 185,0000 Presión de flujo (psia) 254,7000 Calor específico a P=cte CP (BTU/ LBM*F) 0,4300 Calor específico a P=cte CV (BTU/ LBM*F) 0,358 T= 50oC T =300oC Relación de CP/CV, K (adimen.) 1,2030 1,235 1,18Desviación del gas real Z (adimen) 0,9640 Viscocidad del gas Ug (cp) 0,0121 Compresibilidad del gas Cg (1/psia) 4,07E-03 Factor volumétrico del gas BF (ft 3/scf) 6,90E-02
58
LOCALIZACIÓN DE LA MUESTRA: ENTRADA DE GAS AL SISTEMA L. NORTE TABLA N° 17
CONSTANTES FISICO-QUIMICAS DEL GAS Gravedad del gas (Aire= 1.0) 0,8920 Contenido líquido del gas GMP (glns/mscf) 2,9460 Peso molecular del gas 25,9080 Coercción Wichert- Aziz (GRA. F.) 15,2110 Temperatura pseudocrítca (GRA. F.) 436,1690 TC* (GRA. R.) 420,9570 Presión Pseudocrítica (PSIA) 717,1030 PC* (PSIA) 692,0940 Valor Calorífico Neto (BTU / SCF) 1049,6680 Valor Calorífico Bruto Seco (BTU / SCF) 11154,6870 Valor Calorífico Bruto Húmedo (BTU / SCF) 1134,5960 Octanage, Gas Combustible (Mothor- Method) 95,2030 Temperatura de flujo (GRAD. FAR.) 185,0000 Presión de flujo (psia) 269,7000 Calor específico a P=cte CP (BTU/ LBM*F) 0,4400 Calor específico a P=cte CV (BTU/ LBM*F) 0,363 T= 50oC T =300oC Relación de CP/CV, K (adimen.) 1,2120 1,235 1,18Desviación del gas real Z (adimen) 0,9640 Viscocidad del gas Ug (cp) 0,0123 Compresibilidad del gas Cg (1/psia) 3,85E-03 Factor volumétrico del gas BF (ft 3/scf) 6,52E-02 Fuente: Propia
LOCALIZACIÓN DE LA MUESTRA: SALIDA DESHIDRATADOR TABLA N° 18
CONSTANTES FISICO-QUIMICAS DEL GAS Gravedad del gas (Aire= 1.0) 0,8960 Contenido líquido del gas GMP (glns/mscf) 3,9920 Peso molecular del gas 25,9490 Coercción Wichert- Aziz (GRA. F.) 15,5870 Temperatura pseudocrítca (GRA. F.) 481,9090 TC* (GRA. R.) 416,3220 Presión Pseudocrítica (PSIA) 712,7460 PC* (PSIA) 687,0240 Valor Calorífico Neto (BTU / SCF) 1038,1710 Valor Calorífico Bruto Seco (BTU / SCF) 1142,0790 Valor Calorífico Bruto Húmedo (BTU / SCF) 1122,2070 Octanage, Gas Combustible (Mothor- Method) 95,0650 Temperatura de flujo (GRAD. FAR.) 58,0000 Presión de flujo (psia) 1443,7000 Calor específico a P=cte CP (BTU/ LBM*F) 0,3950 Calor específico a P=cte CV (BTU/ LBM*F) 0,318 T= 50oC T =300oC Relación de CP/CV, K (adimen.) 1,2400 1,235 1,18Desviación del gas real Z (adimen) 0,6030 Viscocidad del gas Ug (cp) 0,0820 Compresibilidad del gas Cg (1/psia) 9,71E-04 Factor volumétrico del gas BF (ft 3/scf) 6,12E-03 Fuente: Propia
59
2.5. DETERMINACION DE PORCENTAJE EN VOLUMEN DE LA CANTIDAD DE METANO (CH4), ETANO (C2H6), BUTANO ( C4H10) EXISTENTES EN EL GAS
LOCALIZACIÒN DE LA MUESTRA: SUCCION TURBINAS LAGO AGRIO
TABLA N° 19 FRACCION O % MOLAR GPM teórico OCTANAGE NITROGENO (N2) 1,755 DIOXIDO DE CARBONO (CO2) 8.84 SULFURO DE HIDROGENO (H2S) * METHANO (C1) 58,705 120,000ETHANO (C2) 9,756 100,700PROPANO (C3) 8,048 2,210 97,100I- BUTANO (I- C4) 5.412 0,461 97,600N- BUTANO (N- C4) 5.692 0,848 89,100I-PENTANO (I- C5) 0,926 0,338 89,700N- PENTANO (N- C5) 0,461 0,167 61,900N- OXANO (N - C6) 0,461 0,189 26,000N- HEPTANO (N- C7) 0,000 0,000 N- OCTANO (N- C8) * N- NONANO (N- C9) * N- DECANO (N- C10) * OXIGENO (O2) * HIDROGENO (H2) * HELIO (HE) * AGUA (H2O) * TOTAL 100000 4,214 93,097Fuente Propia
LOCALIZACIÒN DE LA MUESTRA: GAS SALIDA COMPRESORES A TURBINA TABLA N° 20 FRACCION O % MOLAR GPM Teórico OCTANAGE NITROGENO (N2) 3,593 DIOXIDO DE CARBONO (CO2) 8.201 SULFURO DE HIDROGENO (H2S) METHANO (C1) 65.970 120,000ETHANO (C2) 6,944 100,700PROPANO (C3) 8,881 2,4390 97,100I- BUTANO (I- C4) 1,407 0.460 97,600N- BUTANO (N- C4) 2,672 0.841 89,100I-PENTANO (I- C5) 0,848 0.310 89,700N- PENTANO (N- C5) 0,561 0.203 61,900N- OXANO (N - C6) 0,542 0.223 26,000N- HEPTANO (N- C7) 0,618 0.394 N- OCTANO (N- C8) * N- NONANO (N- C9) * N- DECANO (N- C10) * OXIGENO (O2) * HIDROGENO (H2) * HELIO (HE) * AGUA (H2O) * TOTAL 100 Fuente: Propia
60
LOCALIZACIÓN DE LA MUESTRA: ENTRADA DE GAS AL SISTEMA L. NORTE TABLA N° 21 FRACCION O % MOLAR GPM Teórico OCTANAGE NITROGENO (N2) 3,341 DIOXIDO DE CARBONO (CO2) 14,382 SULFURO DE HIDROGENO (H2S) METHANO (C1) 65,568 120,000ETHANO (C2) 6,447 100,700PROPANO (C3) 6,140 1,686 97,100I- BUTANO (I- C4) 0,906 0,296 97,600N- BUTANO (N- C4) 1,580 0,498 89,100I-PENTANO (I- C5) 0,554 0,202 89,700N- PENTANO (N- C5) 0,356 0,129 61,900N- OXANO (N - C6) 0,366 0,150 26,000N- HEPTANO (N- C7) 0,360 0,229 N- OCTANO (N- C8) * N- NONANO (N- C9) * N- DECANO (N- C10) * OXIGENO (O2) * HIDROGENO (H2) * HELIO (HE) * AGUA (H2O) * TOTAL 100 Fuente: Propia
LOCALIZACIÓN DE LA MUESTRA:: SALIDA DESHIDRATADOR TABLA N° 22 FRACCION O % MOLAR GPM Teórico OCTANAGE NITROGENO (N2) 8.236 DIOXIDO DE CARBONO (CO2) 8.19 SULFURO DE HIDROGENO (H2S) METHANO (C1) 63.789 120,000ETHANO (C2) 6,138 100,700PROPANO (C3) 8.212 1,686 97,100I- BUTANO (I- C4) 1.287 0,296 97,600N- BUTANO (N- C4) 2.391 0,498 89,100I-PENTANO (I- C5) 0,677 0,202 89,700N- PENTANO (N- C5) 0,435 0,129 61,900N- OXANO (N - C6) 0,386 0,150 26,000N- HEPTANO (N- C7) 0,360 0,229 N- OCTANO (N- C8) * N- NONANO (N- C9) * N- DECANO (N- C10) * OXIGENO (O2) * HIDROGENO (H2) * HELIO (HE) * AGUA (H2O) * TOTAL 100 Fuente: Propia
61
CAPÍTULO III
3.1. ESQUEMA DE LA PLANTA
62
3.2 VALIDACIÓN DE LA PLANTA
En base al estudio realizado del dimensionamiento y de las bases del sistema;
se ha llegado a deducir algunas falencias que tienen que ver directamente con
el diseño del Sistema.
Se determina un sobre dimensionamiento para operar, puesto que se está
trabajando con una capacidad de .212500 pies cúbicos de gas y que la planta
está diseñada para trabajar con 1000000 de pies cúbicos de gas por día. Si la
planta trabajara toda su capacidad se conseguiría su máximo rendimiento.
El exceso de CO2 es la causa principal de la corrosión en los álabes de las
turbinas.
Además de que existen tres turbinas en la estación de Lago Agrio Central que :
son la TAl, TA2, TB1 con una potencia nominal de 5000 Kw, una potencia
efectiva de 820, 820 Y 2540 Kw. Actualmente están con un promedio de 275,
562.5, 2200 Kw respectivamente esto es 3037,5Kw lo que equivale a la vez un
rendimiento del 60%, debido a la escasez del gas natural. En este punto cabe
resaltar que la tercera turbina la TB1 está trabajando con un total de 24 horas a
diesel y es por eso su alto rendimiento en comparación con las dos turbinas
restantes.
Como la planta funciona con una torre vertical con regadera, esto nos indica la
necesidad de tener una cantidad aceptable de agua para el trabajo de la
misma. En el diseño actual existe un tanque para la circulación del agua, el
mismo que tiene como función principal la eliminación del H2CO3 de la
recirculación de la misma. Este tanque era de techo cónico pero como no
llegaba solamente el ácido carbónico sino existe la presencia de otros
compuestos como son los C3 y C4 que no son eliminados en los scrubber y en
el deshidratador lo que provoca una nube de gases la misma que produce una
expansión del techo y una expulsión del techo.
63
En los scrubber se forman unas pastas en la parte inferior de los mismos estas
pastas son residuos de parafinas que con el transcurso del tiempo se van a ir
incrementando y los mismos van ha causar que se obstruya el espacio donde se
va ha distribuir y movilizar el gas.
La acumulación de estas parafinas causarán el deterioro de los elementos
internos y lo cual provocará la ineficiencia de la planta.
64
3.3. OPTIMIZACION DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN.
El deshidratador es un sistema que sirve para eliminar condensados que se dan
debido al cambio de temperatura los mismos que son drenados por la parte
inferior. Este sistema tiene en su interior unos tubos delgados en forma de
serpentin que va conectado a una unidad de enfriamiento por el cual circula
freón, que es un gas que se encarga del enfriamiento del gas natural, y ayuda a
condensar la mayor parte de residuos entre los que tenemos gasolinas y una
gran parte de sólidos.
Adicional a este propósito, el sistema atrapa la mayor cantidad de humedad, y
hace que le gas salga lo m{as seco posible.
Con respecto a la optimización se sugiere la adquisición de un deshidratador de
agua salada, el cual para las condiciones del distrito Amazónico el más ideal.
A continuación se detallan las siguientes especificaciones técnicas del equipo
que se sugiere instalar:
“Sistema completo de protección contra la migración del refrigerante
líquido al compresor
Válvula de expansión termostática para cada circuito refrigerante.
Temporizador de partida.
Recogimiento de gas a través de una válvula en cada circuito
refrigerante.
Válvula de seguridad automática del compresor.
Facilidad de operación con claves centralizadas para los comandos de
partida con luces indicadoras de operación, manómetros de alta presión
todos reunidos en un único panel de fácil visualización .
Bajo nivel de ruido, son herméticos.
Dimensiones compactas y de bajo peso operacional
Bajo costo de operación y de instalación32”.
32 Mc. Graw Hill, Válvulas, Bombas y Compresores, selección, uso y mantenimiento, 1985
65
3.4 OPTIMIZACIÓN DEL PROCESO DE DESPOJAMIENTO DE CO2
A continuación se detallan algunos de los procedimientos más útiles para
obtener una eficiencia alta en el despojamiento de CO2, que pueden ser una
alternativa válida para la planta ya existente.
“Cooper ha descrito un aparato lavador o depurador (scrubber) que se adapta
especialmente en a las aplicaciones, como la absorción de CO2 en agua, en las
que la relación del gasto del liquido al flujo del gas tiene que ser muy grande,
debido a la baja solubilidad del soluto. En la absorción de CO2 con agua,
cuando la relación de los volúmenes del gas y del líquido manipulados sea tan
baja como; de 2 a 1 no se consigue una verdadera acción en contracorriente
en una columna rellena debido a que el líquido, por su gran velocidad, arrastra
gas hacia abajo dentro del relleno. El relleno en cascada descrito por Cooper
evita en gran parte esta mezcla interna.33”
El relleno consiste en artesas llenas de líquido y dispuestas una al lado de otra,
extendiéndose de un costado de la torre a otro. Encima del primer grupo de
artesas se coloca otro a una distancia por lo menos igual a 4 veces la
profundidad del líquido en las artesas llenas.
El gas circula horizontalmente entre las dos capas de relleno en una dirección I
paralela a las cortinas que forma el líquido. En los lavadores para gases, los
mecanismos por los cuales se recogen las partículas son los mismos que en la
filtración, salvo que puede existir un efecto adicional de condensación que
aumente el tamaño de las partículas. La separación por choque sobre gotas o
superficies , mojadas, la atracción electrostática en gotitas cargadas y la
33 Mc. Graw Hill, Válvulas, Bombas y Compresores, selección, uso y mantenimiento, 1985
66
difusión a superficies mojadas y burbujas se ha usado para fabricar lavadores
comerciales eficaces.
En todos los lavadores para los gases en los que se usa agua, el gas sale casi
saturado a una temperatura que depende del equilibrio calorífico total. Para
razones relativamente pequeñas del agua al as, o cuando el agua se vuelve
hacer circular, el proceso es adiabático y tanto el gas como el agua salen a una
temperatura próxima a la del bulbo húmedo. La deshumidificación puede
realizarse usando grandes cantidades de agua fría. Los gases purificados en un
lavador de agua suelen formar rastro de condensado cuando salen a aire frío.
Cuando la contaminación de una corriente de agua es un factor importante, o
cuando escasea el agua, son auxiliares necesarios para una instalación que
funcione correctamente espesadores, filtros y tanques de almacenamiento.
Cuando se quieren eliminar componentes ácidos, surgen frecuentemente
dificultades por la corrosión.
3.5 Torres verticales con regadera.
El tipo más sencillo de lavador para gases es una torre vacía, dentro de la cuál
se introduce un líquido por la parte superior por una serie de boquillas en
contracorriente de los gases. Contra lo que se cree generalmente, la eficacia de
un dispositivo de esta clase para separar partículas pequeñas de aerosoles es
relativamente reducida, a menos que la velocidad del gas sea muy baja. Por lo
tanto este sistema no resulta conveniente ya que hay una gran partículas de
polvo que hay que recoger.
La velocidad del gas que asciende en la torre no debe ser mayor a 60 cm por
segundo, y suele ser necesario un tiempo de contacto de 15 a 30 segundos.
67
3.6 Lavadores atomizadores.
Una buena parte de la captación en lavador de regadera tiene lugar a unas
cuántas pulgadas de la boquilla por la cuál es introducido el líquido, que es
donde las gotitas del líquido tienen la energía cinética mayor y es mas fuerte el
choque. Durante el proceso de atomización se extiende la superficie del líquido
en forma de películas o filamentos. La velocidad interfacial es elevada y el
choque, el entrelazamiento y los efectos electrostáticos son máximos.
“En el lavador Schutte y Koerting de chorro de agua, el movimiento de gas es
producido por un chorro de agua de gran velocidad que sale por la boquilla a
razón de 6.700 a 13.400 Litros por 1.000 metros cúbicos de gas. La mezcla
íntima en la sección de arrastre produce gran rendimiento en al separación de
partículas de tamaño superior a 2 micras. Existen lavadores con capacidad
hasta de 1.400 metros cúbicos de gas por minuto.34”
3.7 Lavadores con deflectores
Varios tipos de lavadores comerciales utilizan los efectos del choque y la inercia
por medio de los cambios bruscos en la dirección del gas para hacer que las
partículas que estén cerca del borde exterior de la corriente sean capturadas
por una serie mojada. El agua puede batirse o pulverizarse de modo que las
gotas pasen varias veces a través de la corriente gaseosa. Son ejemplos de
estos lavadores el Roto - done N, el colector de polvos Multi - wash, y el
lavador Feld. La caída de presión en estos lavadores es de 64 a 102 mm de
agua a la capacidad nominal. Los rendimientos de captación oscilan entre 60 y
90%, según el tamaño de las partículas. El consumo de agua es hasta de 800
litros por metros cúbicos de gas.
34 Mc. Graw Hill, Válvulas, Bombas y Compresores, selección, uso y mantenimiento, 1985
68
El Roto - done W y el Hydroclone, son lavadores con deflectores, en los cuáles
se produce un cambio continuo en la dirección en lugar de un cambio brusco de
corta duración. El contactor de remolino líquido y el lavador Centri - merge con
rotor son lavadores que utilizan la inercia, en los cuáles el liquido pulverizado es
introducido primero en la corriente de gas y las gotitas son separadas
juntamente con el polvo por medio de placas de choque o pantallas.
3.8 Torres de relleno y filtros mojados.
Se usan también para limpiar gases. El acondicionador capilar consiste en un
filtro de fibras de vidrio sobre el cuál se pulveriza agua para combinar las
funciones de separación de polvo humedecido.
“Las células mojadas, que tienen un espesor aproximado de 75 mm, van
seguidas por eliminadores de arrastre en forma de pantallas de lámina metálica
o. esterillas de fibras de vidrio. El agua circula a razón de 400 litros y 1.000
metros . cúbicos de gas; la velocidad superficial del gas es aproximadamente
90 m por . minuto. La caída de presión es de 13 a 25 mm de agua por cada
célula usada.35”
Con estos lavadores se obtienen rendimientos elevados cuando se usan varias
células en serie.
3.9 Purificación de Gases
Muchos de los aparatos lavadores anteriormente descritos sirven también para
la absorción y el humedecimiento de gases y para el acondicionamiento del
aire.
35 Mc. Graw Hill, Válvulas, Bombas y Compresores, selección, uso y mantenimiento, 1985
69
Por consiguiente, es posible realizar simultáneamente la eliminación de las
sustancias que están en forma de partículas y de las impurezas molecularmente
dispersadas. La purificación de los gases puede consistir en un proceso sencillo
de absorción. Se hace pasar el líquido una vez a través del absorbedor y luego
se arroja a la alcantarilla o al río como desperdicio. En otros casos, el
absorbente se hace circular continuamente mientras se mantiene fija su
composición retirando : una parte de él y añadiendo disolvente o reactivo
nuevo para reponer el que se ha sacado. Aquí se refiere a las famosas plantas
de Glycol. En otro tipo de proceso, el absorbente es regenerado de continuo
por desorción, destilación o extracción o por un método químico. El material
recuperado es a menudo un subproducto valioso.
La elección de un proceso para purificar un gas depende principalmente de la
naturaleza . química del componente que hay que eliminar. Esto es bastante
distinto de los procesos empleados para limpiar gases, en los cuáles es el
tamaño de las partículas y otras propiedades físicas del dispersoide lo que
decide el tipo de instalación y las condiciones de trabajo.
3.10 MEMBRANAS MOLECULARES.
Dentro de los mecanismos existentes para la eliminación de CO2, se encuentra
el de membranas moleculares, los mismos que se encargan de recoger las
partículas de dióxido de carbono de acuerdo al diámetro de cada molécula de
dicho componente. Para esto, el sistema cuenta de un cilindro, dentro del cuál
existen serpentines mallados, los mismos que cumplen la función de tamiz,
cuyos diámetros están basados en estudios y cromatografías. donde se nos
revela el diámetro de las partículas de dióxido de carbono. Estas partículas de
dióxido de carbono al pasar por los serpentines son recolectados en una
cámara situada en la parte posterior del cilindro, de donde es desalojado como
dióxido de carbono puro; permitiendo así la salida del gas natural sin fracciones
de dióxido de carbono para ser utilizado para fines destinados. Este método
tiene una eficiencia aproximada 95%.
70
CAPÍTULO IV
4. CONSIDERACIONES ECONÓMICAS
Antes de realizar un análisis económico debemos tener en cuenta los
parámetros en los cuales el gas debería llegar a las turbinas.
En la estación Lago Agrio existen tres turbinas que son de la marca
Alsthon, dos del tipo TA17S0 con una potencia de 17S0hp y otra del tipo
TBSOOO con una potencia de Shop, cabe mencionar que ambas pueden
funcionar con gas, diesel o con gas y diesel al mismo tiempo.
Se indica a continuación los parámetros con los cuales el gas debe llegar
a las turbinas.
• Poder calorífico neto ....................................900 a 1400 BTU / SCF
• Total líquidos y sólidos ...............................................max 20 ppm
• Partículas sólidas...................................99% bajo 10 micrones max
• Partículas de gotas líquidas ....................................5 micrones max
• Agua .......................................................................................no
Parámetros adicionales:
• Poder calorífico del diesel .......................................18300BTU /Ib
• Cantidad de gas ......................................................50960 SCF/ hr
• Cantidad de diese ........................................................ 388 gis /hr
• Velocidad del generador del gas .....................................l07 S0RPM
71
Para determinar un dato real del consumo y por ende el costo de la
generación de turbinas se debe tomar en cuenta el tiempo de operación
promedio y el tipo de combustible utilizado para lo cual se adjunta la
siguiente tabla:
TABLA N° 23
CONSUMO COMBUSTIBLES
TURBINA HORAS
OPERACION
HORAS
GAS
HORAS
DIESEL
GALONES
DIESELÑ-
DIA
PC GAS –
DIA
TA-1
TA-2
TB-3
TOTAL
11
22.5
24
57.4
7.5
16.75
......
24.25
3.5
5.75
24
33.25
316.75
685.69
7142.84
8146.28
96.281.25
352273.4
------------
448554.69
4.1 COSTOS POR UTILIZACIÓN DEL DIESEL
Para determinar el valor del diesel que se consume en turbinas Lago se debe
tomar en cuenta que este diesel viene de la refinería Amazonas que esta
ubicado en Shushufindi y que es facturado a Petroproducción es de US$
0.4503.- De los datos proporcionados en la tabla anterior podemos llegar a
determinar el costo por utilización de diesel.
TABLA N° 24
COSTO MENSUAL CONSUMO DIESEL
(glns)
PRECIO UNITARIO
US$
COSTO DIA
US$/DIA
COSTO MENSUAL
US$/MES
8146.28 0.4503 3668.27 110048.09
Fuente: Propia
72
4.2 COSTOS DEL GAS COMO COMBUSTIBLE
Para una determinación del precio referencial del gas se debe partir del gas
natural en el mercado internacional.
En este análisis no se considera el costo de depreciación de los equipos y mano
de obra vinculados a los sistemas de producción de gas natural en el Distrito
Amazónico. Por lo tanto se parte de la relación del poder calorífico del petróleo
con la del gas, entonces la relación es una medida de energía que es generada
por un barril de petróleo y un pie cúbico de gas, los mismos que deben estar
expresados en unidades caloríficas (BTU).
De acuerdo al mercado internacional se cuantifica las unidades caloríficas así:
Poder Calorífico Promedio D. Amazónico: 18000 BTUjLB
API (promedio) ...28 = 7.4 Lbjgal Entonces: 5.594400 BTUjlb Precio del barril
Marzo 2000 US$ 24.5 Costo de 1 MM BTU - Uso $ 4.364 Lago Norte BTUjSCF
1049.6
Costo del Gas por pie cúbico 0.004580
Cabe señalar que para tomar un dato promedio se debe tener en cuenta las
disponibilidades de gas, la mismas que dependen de los trabajos que se
realicen en los pozos como son: tratamientos, workovers y también de la
eficiencia de la planta de despojamiento de CO2
TABLA N° 25
COSTO COMBUSTIBLES TURBINA
TURBINA COSTO COM.- DIA
TA-1 440.968
TA-2 1613.412
TOTAL 2054.38
Fuente: Propia
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4.3 VENTAJAS ECONÓMICAS
De los análisis anteriormente realizados podemos deducir muy claramente que
la utilización del gas natural como combustible es realmente económica si
consideramos los altos costos que tiene el diesel.
El único limitante es el aspecto referido al volumen de gas manejado en la
estación Norte, ya que si aumentara el volumen al millón de pies cúbicos como
fue diseñada la planta, esta sería de gran utilidad económica para la empresa.
