Diseño de la Unidad de Deshidratación por Adsorción con Tamiz Molecular para la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA Facultad de Ciencia y Tecnología INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

Proyecto de Grado: D i señ o de l a Un U n i dad de D esh i dr ataci ón por A dsor dsor ció ci ón con T amiz ami z M ole ol ecul ar para par a la l a Plant Pl anta a de Separación par ación de L íqui dos de Gr an Chaco Chaco

sca r I n cl án Cé spedes sped es Elaborado por: Oscar

Santa Cruz de la Sierra, Bolivia 2011

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO PROYECTO DE GRADO

TITULO DEL TRABAJO

DISEÑO DE LA UNIDAD DE DESHIDRATACIÓN POR ADSORCION CON TAMIZ MOLECULAR PARA LA PLANTA DE SEPARACION DE LIQUIDOS LI QUIDOS DE GRAN CHACO

PROYECTO DE GRADO PRESENTADO COMO REQUISITO PARCIAL PARC IAL PARA OPTAR AL TITULO DE LICENCIATURA EN: Ingeniería en Gas y Petróleo

ELABORADO POR:

Oscar Inclán Céspedes REALIZADO CON LA TUTUORIA DEL:

Ing. Marco Parada T.

RESUMEN En el presente proyecto se realiza el diseño de la unidad de deshidratación de la futura Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco a construirse en el departamento de Tarija. Debido a que el gas que se procesa en la planta entrara a un proceso criogénico, requerirá de un sistema de deshidratación con tamices moleculares, que sea capaz de deshidratar el gas a niveles de punto de roció de hasta -150°F.

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO PROYECTO DE GRADO

TITULO DEL TRABAJO

DISEÑO DE LA UNIDAD DE DESHIDRATACIÓN POR ADSORCION CON TAMIZ MOLECULAR PARA LA PLANTA DE SEPARACION DE LIQUIDOS LI QUIDOS DE GRAN CHACO

PROYECTO DE GRADO PRESENTADO COMO REQUISITO PARCIAL PARC IAL PARA OPTAR AL TITULO DE LICENCIATURA EN: Ingeniería en Gas y Petróleo

ELABORADO POR:

Oscar Inclán Céspedes REALIZADO CON LA TUTUORIA DEL:

Ing. Marco Parada T.

RESUMEN En el presente proyecto se realiza el diseño de la unidad de deshidratación de la futura Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco a construirse en el departamento de Tarija. Debido a que el gas que se procesa en la planta entrara a un proceso criogénico, requerirá de un sistema de deshidratación con tamices moleculares, que sea capaz de deshidratar el gas a niveles de punto de roció de hasta -150°F.

Dedicatoria Dedicado con mucho amor y gratitud a mi Familia, a mis Padres Oscar y Betty, a mis Hermanos Christian y Christopher, y a mis Sobrinos Nicolás y Nicole.

“El verdadero amor no es otra cosa, que el deseo inevitable de ayudar al otro para que sea quien es”

Pág. I

Agradecimientos Para poder realizar el presente proyecto de grado de la mejor manera posible fue necesario el apoyo de muchas personas a la cuales quiero agradecer. Agradecer primeramente a Dios que me dio la fortaleza espiritual y física necesaria para cumplir esta meta trazada en mi vida. A mi padre Oscar, por sus constantes consejos que permitieron no desviarme en el camino. “Gracias por tus palabras tan correctas en los momentos adecuados, las motivaciones, la formación de carácter y por el esfuerzo que brindaste para que pueda haber llegado hasta este punto”. A mi madre Betty, quien con todo su amor, cariño y compresión vertieron en mí una acogedora sensación de bienestar. “Gracias por toda la atención y preocupación que siempre me ha brindado”. A mi hermano mayor Christian, quien siempre con su fuerte fervor de hermandad y cariño hacia mí, brindo todo lo que tenía a su disposición para que yo tuviera lo necesario en mi vida.” Gracias por toda tu preocupación y tu confianza puesta en mí ”. A mi hermano Christopher, que a pesar de la distancia siempre estuvo involucrado en mi carrera, manteniendo su constante aporte de motivación y de preocupación. “Gracias por tu ayuda y por estar pendiente de mí ”. Una mención especial a mis tíos Roland Céspedes y Elizabeth Pereira, que depositaron su fe en mí y fueron actores principales para que pudiera terminar mis estudios. “Gracias tío por ser una persona emprendedora que siempre tendió la mano y nunca olvido”. Todo ello me ha servido como ejemplo y como desafío en la vida.

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Agradecimientos A Gabriela Moreno por su amor, apoyo, compresión y paciencia. “Gracias por facilitarme las cosas”. A Marco Parada, mi tutor quien siempre estuvo dispuesto en todo momento a brindarme su ayuda. “Gracias por brindarme todos sus conocimientos que hicieron posible la realización de este proyecto”. Y gracias también por brindarme su amistad, su buen sentido del humor y su confianza. A mi docente y asesor también Celestino Arenas quien fue el autor principal de mi elección de tema y quien dio en mí el panorama necesario para poder llegar hasta esta instancia. A mis docentes de la universidad que más tuvieron efecto en mí. Gracias Rene Alarcón, Carlos Sánchez, Nelson Cabrera, Reynaldo Ticona, Ariel Galarza, Iván Rodríguez, Enrique Cuellar, Carlos Rojas, Rómulo Barba, Milton Martínez, Jorge Luis Pérez, Andrea Guzmán, Danitza Kuscevic y Raquel Herrera. A mis amigos más cercanos y de toda la vida, Eduardo Dorado, Virgilio Ramírez, Marco Flores y Daniela Sempertegui, quienes con su compañía y su apoyo fortalecieron mi motivación. A mis compañeros de la universidad y amigos Dennis Ugarte, Dagner Salazar, Diego Valenzuela, Alejandro Fernández, Frank Salazar y Danny Iver, que me acompañaron y apoyaron en todo este proceso.

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Índice General Capitulo 1 ................................................................................................................. 1

1.1.

Introducción ................................................................................................................... 1

1.2.

Antecedentes ................................................................................................................. 2

1.3. Delimitación ................................................................................................................... 3 1.3.1. Límite Geográfico ................................................................................................... 3 1.3.2. Límite Temporal ..................................................................................................... 3 1.3.3. Limite Sustantivo .................................................................................................... 3 1.4. Justificación .................................................................................................................... 4 1.4.1. Justificación Científica ............................................................................................ 4 1.4.2. Justificación Económica ......................................................................................... 4 1.4.3. Justificación Personal ............................................................................................. 4 1.5.

Planteamiento del Problema ......................................................................................... 5

1.6.

Formulación del Problema ............................................................................................. 5

1.7. Sistematización del Problema y Abordaje de la Solución .............................................. 6 1.7.1. Descripción Causa-Efecto y Acción-Fin .................................................................. 6 1.7.2. Diagrama Causa-Efecto .......................................................................................... 7 1.8. Objetivos ........................................................................................................................ 8 1.8.1. Objetivo General .................................................................................................... 8 1.8.2. Objetivos Específicos .............................................................................................. 8 1.9. Metodología ................................................................................................................... 9 1.9.1. Tipo de Estudio ....................................................................................................... 9 1.9.2. Método de Investigación ....................................................................................... 9 1.9.3. Fuente de Información ........................................................................................... 9

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Capitulo 2 ............................................................................................................... 11

2.1. Marco Teórico Conceptual ........................................................................................... 11 2.1.1. Introducción ......................................................................................................... 11 2.1.2. Gas Natural ........................................................................................................... 11 2.1.2.1. Clasificación del gas natural en función de la composición ............................. 12 2.1.2.1.1. Gas Acido .................................................................................................... 12 2.1.2.1.2. Gas Dulce .................................................................................................... 14 2.1.2.1.3. Gas Pobre o Gas Seco ................................................................................. 14 2.1.2.1.4. Gas Rico o Gas Húmedo .............................................................................. 14 2.1.2.1.5. Gas Condensado ......................................................................................... 15 2.1.2.1.6. Gas Asociado .............................................................................................. 15 2.1.2.1.7. Gas No Asociado ......................................................................................... 16 2.1.2.1.8. Gas Hidratado ............................................................................................. 16 2.1.2.1.9. Gas Anhídrido ............................................................................................. 16 2.1.2.2. Componentes del Gas ...................................................................................... 17 2.1.2.3. Impurezas del Gas Natural ............................................................................... 21 2.1.2.4. Comportamiento de Fases ............................................................................... 22 2.1.2.5. Tipos de Yacimientos........................................................................................ 24 2.1.2.5.1. Yacimiento de Gas Seco .............................................................................. 24 2.1.2.5.2. Yacimiento de Gas Húmedo ....................................................................... 25 2.1.2.5.3. Yacimiento de Gas Condensado (Retrógrados) .......................................... 26 2.1.2.6. Subproductos del Gas Natural ......................................................................... 27 2.1.2.6.1. Gas Natural Licuado (GNL).......................................................................... 27 2.1.2.6.2. Líquidos del Gas Natural (LGN) ................................................................... 27 2.1.2.7. Utilización de los Líquidos del Gas Natural ...................................................... 28 2.1.2.7.1. Gas Licuado de Petróleo (GLP) ................................................................... 29 2.1.3. Efectos de la Presencia de Agua ........................................................................... 29 2.1.4. Contenido de Agua en el Gas Natural .................................................................. 32 2.1.5. Hidratos ................................................................................................................ 38 2.1.5.1. Control de Hidratos .......................................................................................... 40 2.1.5.2. Condiciones para la Formación de Hidratos .................................................... 41 2.1.5.2.1. Condiciones Principales .............................................................................. 41 2.1.5.2.2. Condiciones Secundarias ............................................................................ 41 2.1.6. Técnicas de Deshidratación del Gas Natural ........................................................ 42 2.1.7. Deshidratación por Adsorción con Tamices......................................................... 44 2.1.7.1. Sistema de Adsorción en la Industria ............................................................... 46 2.1.7.2. Características de los Tamices Moleculares..................................................... 49 2.1.7.3. Diseño de Adsorción – Regeneración .............................................................. 51 2.1.7.3.1. Diseño del Adsorbente ............................................................................... 51

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2.1.7.3.2. Diseño del Regenerador ............................................................................. 55 2.1.7.3.3. Gráfica del Ciclo de Regeneración .............................................................. 56 2.1.7.4. Consideraciones Básicas sobre el Diseño de un Deshidratador de Tamices Moleculares ...................................................................................................................... 58 2.1.7.4.1. Variables de Operación .............................................................................. 59 2.1.7.4.2. Regeneración .............................................................................................. 60 2.1.7.4.3. Problemas Operacionales ........................................................................... 60 2.1.7.4.4. Capacidad de Adsorción de algunos Tipos de Desecantes ......................... 61 2.2.

Marco Teórico Referencial ........................................................................................... 62

2.3.

Marco Teórico Normativo ............................................................................................ 63

2.4. Marco Teórico Histórico ............................................................................................... 64 2.4.1. Introducción ......................................................................................................... 64 2.4.2. Objetivos .............................................................................................................. 65 2.4.3. Balance Volumétrico ............................................................................................ 66 2.4.4. Plantas de Extracción de Licuables ...................................................................... 68

Pág. VI

Capitulo 3 ............................................................................................................... 70

3.1.

Objeto........................................................................................................................... 70

3.2.

Condiciones Ambientales ............................................................................................. 70

3.3. Información para el Diseño .......................................................................................... 70 3.3.1. Capacidad de Diseño ............................................................................................ 70 3.3.2. Gas de Alimentación ............................................................................................ 71 3.3.3. Especificaciones de Producto ............................................................................... 72 3.3.3.1. Gas Residual ..................................................................................................... 72 3.4.

Diagrama de Bloques ................................................................................................... 73

3.5. Procedimientos de los Cálculos de Ingeniería.............................................................. 74 3.5.1. Condiciones de Proceso ....................................................................................... 74 3.5.2. Dimensionamiento de las Torres de Adsorción ................................................... 74 3.5.2.1. Calculo del Diámetro Mínimo .......................................................................... 75 3.5.3. Cantidad de Desecante ........................................................................................ 78 3.5.4. Verificación de los Parámetros de Diseño ........................................................... 83 3.5.5. Calor de Regeneración ......................................................................................... 84 3.5.6. Caudal de Gas de Regeneración ........................................................................... 87 3.6.

Consideraciones de Diseño .......................................................................................... 90

3.7. Resultados del Procedimiento de Calculo .................................................................... 91 3.7.1. Datos del Proceso ................................................................................................. 91 3.7.2. Diagrama de Flujo del Proceso ............................................................................. 94 3.8. Balance de Masa y Energía ........................................................................................... 95 3.8.1. Simulación del Proceso ........................................................................................ 95 3.8.2. Resumen de Resultados ....................................................................................... 96 3.9. Descripción del Proceso ............................................................................................... 98 3.9.1. Ciclo de Adsorción ................................................................................................ 98 3.9.2. Ciclo de Regeneración .......................................................................................... 99

Pág. VII

Capitulo 4 ............................................................................................................. 101

4.1.

Introducción ............................................................................................................... 101

4.2.

Estimación de Costos de Inversión (Rango de variación ±30%) ................................. 101

4.3.

Inversión Total ............................................................................................................ 104

4.4. Flujo de Caja ............................................................................................................... 106 4.4.1. Ingresos .............................................................................................................. 106 4.4.1.1. Por Venta de GLP ........................................................................................... 106 4.4.1.2. Por Venta de Gasolina Natural ....................................................................... 109 4.4.2. Egresos ............................................................................................................... 110 4.4.2.1. Costo de Materia Prima ................................................................................. 110 4.4.2.2. Gastos Operativos .......................................................................................... 112 4.4.2.3. Gastos Generales y Administrativos .............................................................. 112 4.4.2.4. Impuestos ....................................................................................................... 113 4.4.3. Indicadores de Evaluación Económicos del Proyecto ........................................ 116 4.4.3.1. Valor Actual Neto ........................................................................................... 116 4.4.3.2. Tasa Interna de Retorno ................................................................................. 116 4.4.3.3. Periodo de Recuperación Inicial ..................................................................... 116

Capitulo 5 ............................................................................................................. 121

5.1.

Conclusiones .............................................................................................................. 121

5.2.

Recomendaciones ...................................................................................................... 121

Bibliografía ........................................................................................................... 122 Anexos .................................................................................................................. 123

Pág. VIII

Índice de Cuadr os Cuadro 2-1. Componentes Hidrocarburos Cuadro 2-2. Componentes No Hidrocarburos Cuadro 2-3. Temperaturas de Ebullición a presión de una atmosfera Cuadro 2-4. Correlación de R. Bukacek para Calcular el Contenido de Agua en el Gas Cuadro 2-5. Propiedades comerciales de los desecantes Cuadro 2-6. Carga de masa de agua por masa de desecante Cuadro 2-7. Capacidad de adsorción de diferentes desecantes solidos Cuadro 2-8. Plantas Existentes de Extracción de Licuables Cuadro 3-1. Condiciones Ambientales del Sitio Cuadro 3-2. Cromatografía del gas de Alimentación Cuadro 3-3. Especificaciones del producto del gas residual Cuadro 3-4. Condiciones de proceso – Planta Gran Chaco Cuadro 3-5. Constantes B y C según tipo de partícula Cuadro 3-6. Constante Z dependiendo el tamiz

17 18 19 35-36 46 52 61 68 70 71 72 74 76 81

Pág. IX

Índi ce de F igur as Figura 1-1. Diagrama causa – efecto

7

Figura 2-1. Diagrama de fases Presión vs. Temperatura Figura 2-2. Diagrama de fases PT para un Gas Seco Figura 2-3. Diagrama de fases PT para un Gas Húmedo Figura 2-4. Diagrama de fases para un Gas condensado Figura 2-5. Efectos de la Presencia de Agua en el Gas Natural Figura 2-6. Hidratos en líneas de flujo Figura 2-7. Contenido de Agua en los Hidrocarburos Figura 2-8. Contenido de Agua en el Gas Natural Dulce, según J.M. Campbell Figura 2-9. Curvas de presión-temperatura para predecir la formación de hidratos Figura 2-10. Temperatura a la cual se forman hidratos Figura 2-11. Técnicas de Deshidratación del Gas Natural Figura 2-12. Ejemplo de un sistema de deshidratación con desecantes sólidos Figura 2-13. Diseño de torre de adsorción típica Figura 2-14. Curva de regeneración para unidad de dos torres Figura 2-15. Entrega de Gas al Sistema de Distribución Figura 2-16. Distribución de Gas

22 24 25 26 30 31 33 34 39 40 42 48 54 58 66 67

Figura 3-1. Diagrama de Bloques – Planta Gran Chaco Figura 3-2. Corrección de la capacidad del tamiz para el gas de entrada insaturado Figura 3-3. Corrección de la capacidad de la temperatura del tamiz molecular Figura 3-4. Propiedades típicas de los desecantes Figura 3-5. Grafica para determinar las entalpias Figura 3-6. Datos del proceso Figura 3-7. Diagrama de flujo del proceso Figura 3-8. Diagrama de flujo PFD del proceso – Unidad de Deshidratación

73 79 80 82 88 91 94 95

Figura 4-1. Proyección oferta – demanda de GLP

107

Pág. X

Índice de Ecuaciones Ecuación 2 – 1 Ecuación 2 – 2 Ecuación 2 – 3 Ecuación 2 – 4 Ecuación 2 – 5 Ecuación 2 – 6 Ecuación 2 – 7 Ecuación 2 – 8 Ecuación 2 – 9 Ecuación 2 – 10 Ecuación 2 – 11 Ecuación 2 – 12 Ecuación 2 – 13

36 37 51 51 51 51 52 52 53 56 56 56 56

Ecuación 3 – 1 Ecuación 3 – 2 Ecuación 3 – 3 Ecuación 3 – 4 Ecuación 3 – 5 Ecuación 3 – 6 Ecuación 3 – 7

78 81 82 84 85 85 87

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Capítulo 1: I ntr oducción al Proyecto

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Diseño de la Unidad de Deshidratación por Adsorción con Tamiz Molecular para la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco Elaborado por Inclán Céspedes, Oscar

Cap. 1: Introducción al Proyecto Pág. 1

Capitulo 1 1.1.

Introducción

La deshidratación es un proceso necesario para acondicionar el gas natural a condiciones de transporte y venta. Debido a lo cual se ha desarrollado en las últimas décadas tecnologías de deshidratación que permitan cumplir con tales especificaciones minimizando los gastos operativos. La deshidratación con desecantes solidos se fundamenta en el principio de adsorción, en el cual el vapor de agua presente se adhiere a la superficie de los desecantes, permitiendo así la remoción del contenido de agua no deseado. Esta también constituye una alternativa cuando se desea remover el contenido de agua a una cantidad mínima ya sea el caso para ingresar el gas a una planta criogénica o se desee remover agua y componentes ácidos simultáneamente. En el Plan de Inversión 2009 – 2015 del gobierno de Bolivia, establece la construcción de una planta de separación de licuables en la zona del chaco boliviano, en la cual se producirá Gas Residual, GLP y Gasolina Natural. Para poder encarar esta producción la planta deberá contar con la unidad de deshidratación criogénica capaz de llevar al gas a puntos de rocío muy bajos. Es por ello que en el presente proyecto se describe el diseño de la unidad de deshidratación criogénica utilizando el sistema de deshidratado con tamices moleculares para procesar una capacidad de 32MMmcd a concluir el año 2014.



1.2. Antecedentes Han pasado casi 35 años desde que el vapor de agua fue removido del gas Natural por primera vez en gran volumen. El primer proceso usado fue la circulación de una corriente de salmuera de cloruro de calcio para remover el vapor de agua. El uso de la salmuera de cloruro de calcio tuvo algunas desventajas, la principal de ellas fue la corrosividad de la solución y esta es una dificultad para obtener altos descensos de punto de rocío. Aproximadamente hace 30 años el primer sistema de dietilen glicol fue instalado para deshidratar el gas Natural. Este sistema fue superior al de la salmuera de cloruro de calcio ya que el sistema de dietilen glicol fue mucho menos corrosivo y también daba como resultado un mejor secado. Las soluciones de glicol llegaron a ser los líquidos desecantes más comunes usados para la deshidratación del gas Natural. Durante los últimos 20 años, el uso de Trietilen glicol en vez del dietilen glicol llego a ser extendido porque daba como resultado una mayor eficiencia en el secado y presentaba una mayor resistencia a la descomposición. Dos o tres años después que el dietilen glicol fue usado por primera vez para secar el gas. En cuanto a los adsorbentes la alúmina activada fue usada como sólido desecante en un proceso semi-contínuo para secar el gas. El uso de los sólidos desecantes continuó a través de los años. Bauxita, Sílica gel y Tamices Moleculares son también usados como sólidos desecantes para el secado del gas.



1.3. Delimitación 1.3.1.

Límite Geográfico

La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco pretende estar instalada en la región conocida como Madrejones, Jurisdicción de Yacuiba, en el Departamento de Tarija.

1.3.2.

Límite Temporal

El tiempo estimado para la realización del proyecto abarca desde el 1° Semestre del año 2011 hasta el 2° Semestre del año 2011.

1.3.3.

Limite Sustantivo

El presente proyecto comprende el diseño de la unidad de deshidratación criogénico por adsorción con tamices moleculares. Con el objeto de deshidratar el gas para que este pueda seguir los siguientes procesos que le preceden sin ocasionar problemas por corrosión o congelamientos. La sustentación teórica del proyecto está dada con mayores detalles en la sección de Bibliografía. .



1.4. Justificación 1.4.1.

Justificación Científica

La deshidratación del gas natural es un área fundamental en el procesamiento del gas natural en cualquier planta de tratamiento de gas. Es por ello que existen muchas técnicas de como deshidratar el gas; En el caso del presente proyecto se analiza el sistema por adsorción con tamices moleculares, en el cual realiza una deshidratación profunda del gas.

1.4.2.

Justificación Económica

El presente proyecto busca facilitar el costo aproximado de la unidad, para unidades de deshidratación con Tamices.

1.4.3.

Justificación Personal

Por medio de la investigación para la realización del presente proyecto obtendré los conocimientos bases necesarios para la realización y operación de diseños de procesos en sus distintas etapas. Específicamente en el diseño de la unidad de deshidratación. Además de cumplir con la etapa de Titulación II de la carrera de Ing. en Gas y Petróleo que se requiere para acceder al título de Ingeniero en Gas y Petróleo.



1.5. Planteamiento del Problema La Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco, pretende tener una capacidad de procesamiento de 32MMmcd. La planta contara con una unidad criogénica, por lo que será necesario instalar una unidad de deshidratación criogénica capaz de secar el gas niveles de puntos de rocío de hasta -150°F. Es por ello que en el presente proyecto se realizara el diseño de la unidad de deshidratación para la Planta de Gran Chaco.

1.6. Formulación del Problema ¿Qué diseño requerirá la unidad de deshidratación para la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco?



1.7. Sistematización del Problema y Abordaje de la Solución Problema: La Planta de Gran Chaco requiere el diseño de un sistema de deshidratación criogénica.

Solución: Diseñar el sistema de deshidratación criogénica por adsorción con tamiz molecular para la unidad de deshidratación de la Planta de Gran Chaco.

1.7.1.

Descripción Causa-Efecto y Acción-Fin

Causas 

El gas de alimentación contiene significativos contenidos de agua.



Se requiere que el gas este a un punto de rocío de -150°F.

Efectos 

El agua al condensarse puede ocasionar pérdidas de eficiencia de flujo y corrosión.



El gas al ser sometido a temperaturas criogénicas puede ocasionar congelamiento y formación de hidratos.

Acciones 

Determinar el contenido de agua saturado en el gas de alimentación.



Dimensionar las torres adsorbedoras y determinar la cantidad de tamiz requerido para cada torre.

Fines 

Cumplir con las especificaciones de transporte.



Operar sin peligros de formación de sólidos.


1.7.2.

Diagrama Causa-Efecto

Figura 1-1. Diagrama causa – efecto

Fuente: Elaboración propia




1.8. Objetivos 1.8.1.

Objetivo General

Diseñar el Sistema de Deshidratación con Tamiz Molecular para la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco.

1.8.2.

Objetivos Específicos

Los objetivos concretamente en cada fase son: 

Desarrollar los cálculos de ingeniería para el sistema de deshidratación con tamiz molecular



Realizar el Diseño de Proceso.



Realizar una Simulación del Proceso para la resolución del Balance de Masa y Energía.



Determinar los costos preliminares de los equipos principales.



Realizar una evaluación económica.



1.9. Metodología 1.9.1.

Tipo de Estudio

El trabajo de investigación se realiza con un tipo de estudio descriptivo-analítico, no experimental. (Descriptivo porque se analizara como es el sistema de deshidratación y como se manifiesta el fenómeno de secado del gas húmedo y Analítico porque identificaran al proceso de deshidratación y lo comparara con otros procesos de secado).

1.9.2.

Método de Investigación

El presente estudio utiliza un diseño de investigación no experimental-transaccional (No experimental porque no se podrán manejar las variables y Transaccional debido a que la recolección de datos se realizar en un solo tiempo.

1.9.3.

Fuente de Información

En esta investigación son utilizadas para este proyecto fuentes de información primarias y secundarias:

Primarias: Se contó con información de primera mano gracias a las consultas y entrevistas a ingenieros conocedores y trabajadores del área de procesamiento del gas.

Secundarias: Se realizó la investigación mediante la búsqueda de: 

Información documental brindada por YPFB mediante la nueva norma de acceso a la información.



Información sobre las noticias del momento sobre la construcción y el avance de la nueva planta de acondicionamiento Margarita.



Información bibliográfica de libros especializado y conocidos del área como el GPSA (Gas Processors Suppliers Association) y John M. Campbell & Co.



Otras fuentes de información, como manuales, revistas, páginas web, etc.

Capítulo 2: M arco Teórico del Pr oyecto

Pág. 10


Cap. 2: Marco Teórico del Proyecto Pág. 11

Capitulo 2 2.1. Marco Teórico Conceptual 2.1.1.

Introducción

Los aspectos teóricos que involucran el manejo de los hidrocarburos como el gas y el petróleo, desde su evaluación en los reservorios hasta su producción, procesamiento, transporte y aplicación; son bastantes amplios y complejos de naturaleza. En particular, el tratamiento teórico del gas natural requiere principalmente de un conocimiento profundo de la termodinámica y mecánica de fluidos, enfocándose de manera específica en el comportamiento de fases y el equilibrio entre las mismas. En virtud de que el gas natural de reservorios contiene significativas cantidades de agua en fase de vapor saturado, los procesos de deshidratación son fundamentalmente tratados mediante principios de equilibrio y comportamiento de fases. Los principios de absorción, adsorción, destilación fraccionada y vaporización flash están siempre presentes en los sistemas de deshidratación del gas natural. Por tanto estos aspectos serán detalladamente descritos a continuación en este capítulo. Por otro lado se prestara especial atención a los conceptos de intercambio de calor y transporte de fluidos.

2.1.2.

Gas Natural

Se denomina gas natural al formado por los miembros más volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de etano, propano y butano y, finalmente, puede contener porcentajes muy pequeños de compuestos más pesados. Además, es posible conseguir en el gas natural cantidades variables de otros gases no hidrocarburos, como dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno (ácido sulfhídrico), nitrógeno, helio, vapor de agua, etc.



El gas natural puede obtenerse como tal en yacimientos de gas libre o asociado en yacimientos de petróleo y de condensado (porciones volátiles de petróleo).

2.1.2.1. Clasificación del gas natural en función de la composición Siendo la composición del gas natural un parámetro de gran importancia, se utiliza para la clasificación del mismo y quedan:

2.1.2.1.1. Gas Acido Este en un gas .cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor que 0,25 granos por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora (> de 0,25 granos/100 PCNH). En este caso las condiciones normales están en el Sistema Británico de Unidades La cantidad señala equivale a cuatro partes por millón, en base al volumen (4 ppmV de H2S. En el Sistema Británico de Unidades este significa, que hay 4 lbmol de H2S/1x106 lbmol de mezcla. La GPSA, define a un gas ácido como aquel que posee más de 1,0 grano/100 PCN o 16 ppmV de Sulfuro de Hidrógeno (H2S). Si el gas está destinado para ser utilizado como combustible para rehervidores, calentadores de fuego directo o para motores de compresores puede aceptarse hasta 10 granos de H2S/100 PCN. La norma 2.184 válida para tuberías de gas, define a un gas ácido como aquel que contiene más de 1 grano de H2S/100 PCN de gas, lo cual equivale a 16 ppmV de (H2S).



1) Otros Gases de Reacción Acida Existen también otros gases de naturaleza ácida, como son por ejemplo:

a) El Sulfuro de Carbonilo (COS).- Este es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico, que se descompone en (H2S +C02).

b) Los Mercaptanos.- Los cuales se pueden representar a través de la siguiente fórmula (RSH), son compuestos inestables y de alto grado de corrosión, en muchos casos reaccionan con algunos solventes, descomponiéndolos.

c) Disulfuro de Carbono (CS2).- Este componente sin tomar en cuenta que participa en las reacciones de corrosión es también altamente tóxico para los. seres humanos, como es también altamente nocivo para el medio ambiente, por lo que hay extremar las precauciones cuando se trabaja con este componente, ya que puede causar graves problemas de salud, y/o ambiental. En términos generales, se considera que un gas es apto para ser transportado por tuberías, cuando contiene 4 ppmV de, H2S; de 3% de C02.y 6 a 7 lb de agua por millones de pies cúbicos normales de gas (MM de PCN de gas).



2.1.2.1.2. Gas Dulce Este es un gas que contiene cantidades de Sulfuro de Hidrógeno (H2S), menores a cuatro (4) partes por millón en base a volumen (4 ppm, V) y menos de 3% en base molar de Dióxido de Carbono (C02).

2.1.2.1.3. Gas Pobre o Gas Seco Este es un gas natural del cual se han separado el GLP (gases licuados del petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, está constituido fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a los yacimientos, o se usa en la generación de hidrógeno (H2). La composición fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su composición se puede utilizar directamente como Combustible, para lo cual es necesario mantener una presión de yacimiento, parámetro que varíen de acuerdo a la localización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie, y la producción de líquidos solo se alcanza a temperaturas criogénicas.

2.1.2.1.4. Gas Rico o Gas Húmedo Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de hasta 3 GPM (galones por mil pies cúbicos normales de gas) No existe ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. En los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de componentes intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de hidrocarburos líquido del orden de 10 a 20 BN / MM PCN. Este parámetro llamado riqueza líquida es de gran importancia, para la comercialización del gas natural, ya que los líquidos producidos son de poder de comercialización.



2.1.2.1.5. Gas Condensado Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El contenido de metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados (C7+) alcanza valores mayores a 12,5% (< 12,5%). La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, proceso que en la mayoría de los casos puede representar algún problema en la comercialización comer cialización de estos yacimientos. En vista que los primeros hidrocarburos que se quedan, son los más pesados. Lo que significa que el fluido que alcanza la superficie lo hace sin, una gran cantidad de los elementos pesados. Además, por el hecho que los hidrocarburos pesados se acumulen en la formación obstaculizan el libre desplazamiento del fluido, en su viaje hacia la superficie. En su camino al tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura penetrando rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie con características bien específicas, las cuales permiten en tratamiento del fluido. Existir lugares en la República Bolivariana de Venezuela, como es el Caso de Anaco, donde existen una gran cantidad de estos yacimientos.

2.1.2.1.6. Gas Asociado Este es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto con el petróleo, partiendo del postulado que donde hay ha y petróleo, hay gas. Más del 90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se considera que en los yacimientos se forman capas de gas.



2.1.2.1.7. Gas No Asociado Este es un gas que solo está unido con agua en yacimientos de gas seco. En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual no es superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquido por millón de pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). El gas está compuesto principalmente por metano (C1), compuesto que alcanza una concentración porcentual mayor a 90%, con pequeñas cantidades de pentanos y compuestos más pesados (C5+ 1%. La obtención de líquidos del gas producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas.

2.1.2.1.8. Gas Hidratado Este es un gas que tiene más de siete libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas (7 lb de Agua/MMPCN, lo que indica que el gas deberá de ser sometido al proceso de deshidratación, para poder comercializarlo.

2.1.2.1.9. Gas Anhídrido Este es un gas que no tiene menos cantidad de vapor de agua, que la clasificación de gas hidratado.



2.1.2.2. Componentes del Gas El componente predominante del gas natural es el metano con cantidades más pequeñas de otros hidrocarburos. La siguiente tabla brinda ejemplos de algunos pocos componentes comunes del gas natural natur al y su fase y uso luego del tratamiento. Cuadro 2-1. Componentes Hidrocarburos COMPONENTE FORMULA QUIMICA

Metano

CH4

Etano

C2H6

Propano

C3H8

Butano

C4H10

Pentano

C5H12

Hexano

C6H14

USO

Reserva de alimentación química y de combustible. Existe como gas Mezclado con metano, como combustible gaseoso y solo como reserva de alimentación química. Existe como gas. Reserva de alimentación química o combustible líquido. Se requiere almacenamiento de presión. Reserva de alimentación química o combustible líquido. Se requiere almacenamiento de presión. Componentes de condensado. No se requiere almacenamiento de presión. Componentes de condensado. No se requiere almacenamiento de presión.

Fuente: Arenas, C. (2010). Documento otorgado: “Deshidratación del gas mediante absorción y adsorción”



Cuadro 2-2. Componentes No Hidrocarburos COMPONENTE FORMULA QUIMICA

Sulfuro de hidrogeno (gas acido)

H2S

Dióxido de carbono (gas acido)

CO 2

Nitrógeno

N2

Agua

H2O

USO

Componente de gas venenoso del gas natural. Removido y convertido a azufre elemental. Removido del gas natural si se encuentra en exceso con respecto a las especificaciones de venta. Normalmente no removido. Gas inerte sin valor de calentamiento en el gas natural. Removida por especificación de venta.


Los pentanos y los hexanos se muestran en la tabla como componentes de condensado. El condensado también incluye líquidos más pesados que el hexano. Los butanos también pueden estar presentes en el condensado. El gas entonces, tanto proveniente de producción asociada con petróleo como el producido por pozos gasíferos, no debe ser utilizado como combustible sin previamente extraerle los hidrocarburos pesados (líquidos), debido a que el gas se encuentra saturado en agua y contiene además otros hidrocarburos líquidos que lo convierten en un flujo bifásico con la posterior interferencia tanto en el transporte como en su utilización. El gas natural de pozos gasíferos tal como se lo recibe en la separación, es una mezcla de hidrocarburos de diferentes encadenamientos cuyo principal componente es el metano (80 al 90%) y el resto puede llegar a tener componentes hasta el orden de C8.



Además es probable que se encuentre saturado en agua. Para mayor claridad se puede decir que el gas obtenido puede no tener ningún liquido bajo ciertas condiciones de presión y temperatura y ese mismo gas, dentro de las líneas de consumo en la operación, puede contener tanta cantidad de agua y/o gasolina que presenta serias dificultades para ser usado, particularmente en áreas con inviernos muy fríos. Lo que ocurre se explica si se considera el cambio de estado de los hidrocarburos livianos, ante variaciones de las condiciones de presión y temperatura a las que se ve sometida. Como ejemplo gráfico, se observa claramente el comportamiento de los posibles componentes de la mezcla, a presión constante de una atmosférica, si la temperatura es considerada la variable. Cuadro 2-3. Temperaturas de Ebullición a presión de una atmosfera GAS °C

Metano Etano Propano Iso-Butano Normal-Butano Iso-Pentano Normal-Pentano Hexanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Nitrógeno Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrogeno Oxigeno Vapor de Agua Aire

C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 nC6 nC7 nC8 nC9 nC10 N2 CO2 SH2 O2 H2O

-161,51 -88,59 -43,07 -11,79 -0,51 27,83 36,05 68,72 98,37 125,65 150,78 174,11 -195,80 -78,46 -60,27 -182,95 99,97 -194,34

°F

-258,72 -127,46 -43,73 10,78 31,08 82,09 96,89 155,70 209,07 258,17 303,40 345,40 -320,44 -109,23 -76,49 -297,32 211,95 -317,81




Se han resaltado en rojo, los componentes que podrían cambiar de estado, ante una simple variación de la temperatura ambiente. Se han resaltado en verde, los componentes que, en condiciones normales “atmosféricas” se encontrarían en

estado gaseoso; y en negro en estado líquido. Al líquido condensado se lo llama “gasolina”, elemento comercial y muy útil, siempre que este separado del gas, del agua y estabilizado. En mayor o menor medida, el gas producido se encuentra conteniendo agua, y mediante la siguiente tabla puede estimarse la cantidad de agua a distintas presiones y temperaturas. Se determina en Libras por MMCFD (millón de pies cúbicos día). En estas condiciones es previsible que se sucedan inconvenientes de transporte y consumo, que consecuentemente traerán aparejados grandes perjuicios de carácter operativo. Se plantea entonces la necesidad de su acondicionamiento. En yacimientos extensos, el acondicionamiento del gas se comienza a realizar en el propio campo, antes de su arribo a las plantas de tratamiento. En los que las distancias son menores, la tarea normalmente se centraliza en las instalaciones de tratamiento.


2.1.2.3.


Impurezas del Gas Natural

Las principales impurezas son: 

Sulfuro de Hidrógeno



(H2S)

Disulfuro de Carbono (CS2)

Monóxido de Carbono



(C0)





Dióxido de Carbono (C02)



Agua (H20)



Sulfuro de Carbonilo



Oxígeno (02)

(C0S)



Mercurio (Hg)



Mercaptanos (RSH) Nitrógeno (N2)

En forma global los yacimientos se pueden clasificar sobre la base de la mezcla de hidrocarburos que contienen, mezcla que fácilmente se puede obtener a través de los análisis cromatográficos, y una vez obtenida la composición de la mezcla, se puede realizar la clasificación de los yacimientos, prácticamente con una alta precisión y exactitud. En relación a ello, existen Yacimientos de Gas, los cuales a su vez se clasifican en (Gas Seco o Gas Pobre, Gas Húmedo o Gas Rico y Gas Condensado). Los términos gas pobre y gas rico se utilizan para indicar la cantidad de hidrocarburos líquidos que pueden producir. Luego se supone que un gas pobre, produce muy poco o nada de hidrocarburos líquidos, mientras que los yacimientos de gas rico producen mayores cantidades de hidrocarburos líquidos, y por lo tanto pueden ser explotados, para producir líquidos. También se tiene. Yacimientos de Petróleo, estos su vez se clasifican en Petróleo de Alta Volatilidad que son Cuasi crítico, y Petróleo de Baja Volatilidad, que son (Petróleo Negro). Este grupo sé subclasifica en (Livianos; Medianos, Pesados y Extra pesado).


2.1.2.4.


Comportamiento de Fases

En la Industria Petrolera, el estudio del comportamiento de fases de fluidos es importante a la hora de la descripción y determinación de las propiedades de los mismos. Pero antes de sumergirse completamente en temas como tipos de pruebas realizadas para estudiar dichos comportamientos es necesario conocer algunos fundamentos básicos. Figura 2-1. Diagrama de fases Presión vs. Temperatura

Fuente: Blog “La Comunidad Petrolera”. Comportamiento de Fases. < http://industria-

petrolera.blogspot.com/2009/03/comportamiento-de-fases-conceptos.html>

Diseño de la Unidad de Deshidratación por Adsorción con Tamiz Molecular para la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco Elaborado por Inclán Céspedes, Oscar 


Puntos de Burbujeo: Puntos en los cuales existe fase liquida con una parte infinitesimal de gas.



Puntos de Roció: Puntos en los cuales existe fase gaseosa con una parte infinitesimal de líquido.



Presión Cricondentérmica: Máxima temperatura en la cual coexisten equilibradamente la fase liquida y la fase gaseosa.



Condensación Retrograda: Puede ser expresada desde dos ópticas, la condensación de líquido durante expansión de gas a temperatura constante o bien la condensación de líquido durante calentamiento de gas a presión constante.



Punto Crítico: Punto en el cual convergen las curvas de roció y burbujeo.

Como se puede notar en el diagrama de fases presentado anteriormente existen diversos tipos de yacimientos reflejados en el gráfico, se explicaran a continuación cada uno de ellos con el fin de poder diferenciarlos con mayor facilidad.


2.1.2.5.


Tipos de Yacimientos

2.1.2.5.1. Yacimiento de Gas Seco Son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, generalmente la composición del hidrocarburo presente en este tipo de yacimientos posee alrededor de 90% de gas metano (C1) y la temperatura en yacimiento excede la temperatura Cricondentérmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada. Figura 2-2. Diagrama de fases PT para un Gas Seco

Fuente: Blog “La Comunidad Petrolera”. Comportamiento de Fases.



2.1.2.5.2. Yacimiento de Gas Húmedo Se definen como todos aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento pero en superficie entra en la zona bifásica. En este tipo de yacimientos la temperatura presente es superior a la temperatura cricondentérmica, la relación gas-petróleo de producción está entre 60 y 100 MMPC/Bbl (Millones de Pies Cúbicos sobre Barriles), el líquido producido es incoloro (observado en superficie) y presenta una gravedad API mayor a 60°. Figura 2-3. Diagrama de fases PT para un Gas Húmedo




2.1.2.5.3. Yacimiento de Gas Condensado (Retrógrados) Son reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de rocío a condiciones iniciales de yacimientos pero luego al entrar en la región bifásica presenta condensación retrógrada durante la reducción de la presión a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturación de líquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos la temperatura presente se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica, relación gas-petróleo de producción se encuentra entre 5000 y 10000 PC/Bbl (Pies Cúbicos sobre Barriles), el líquido producido puede ser incoloro, amarillo o rara vez negro y presenta una gravedad API entre 40° y 60°. Figura 2-4. Diagrama de fases para un Gas condensado



2.1.2.6.


Subproductos del Gas Natural

Los principales subproductos son:

2.1.2.6.1. Gas Natural Licuado (GNL) El gas natural que se obtiene principalmente en los separadores y en el proceso de extracción de los líquidos del gas natural, está constituido principalmente por Metano, con proporciones

variables de otros

hidrocarburos y de contaminantes diversos El (GNL) es un gas residual formado principalmente por Metano (C1) líquido. El proceso se logra a una temperatura de ( – 260F). Bajo estas condiciones el Metano ocupa un volumen 600 veces menor que el que ocuparía en estado gaseoso, lo cual permite su transporte

en

barcos

especialmente

acondicionados

denominados

“metaneros”: Dado lo variable de la magnitud de las inversiones requeridas en

el campo del (LGN) y de las diferentes tecnologías de producción de subproducto. La gama de oportunidades para la producción de Gas Natural Licuado (GNL) es amplia y ofrece indudables atractivos económicos y tecnológicos.

2.1.2.6.2. Líquidos del Gas Natural (LGN) Estos compuestos son hidrocarburos con enlace simple de carbono, los cuales bien sea por la alta presión o baja temperatura, pueden ser mantenidos en estado líquido. Esta característica permite que sean almacenados y transportados de manera fácil y eficiente. Asimismo su capacidad como fuente de energía o de insumo como materia prima para la obtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos del Gas Natural (LGN) tengan una alta cotización del mercado nacional e internacional. Se consideran que en los (LGN), se encuentran presentes los compuestas Etano: (C2), Propano (C3) y Butanos (C4), los cuales son gas en condiciones



atmosféricas. También se encuentran presente el Pentano (C5), Gasolina Natural, Residual y el Pentano y compuestos más pesados (C5+), el cual es un líquido en condiciones atmosféricas, por lo que permite su transporte en forma líquida, y ser utilizado en su forma gaseosa, uno de los productos es:

1) Gasolina Natural (GN) Este es un producto de bajo peso específico, separado del gas húmedo en forma de vapor; condensado. La gasolina natural se obtiene por absorción con carbón vegetal, compresión y absorción en un aceite mineral se puede llegar a recuperar 700 litros de gasolina natural, por cada 1000 metros cúbicos de gas natural procesados (700 L/1000 m3). La GN es en general un compuesto constituido por una mezcla de hidrocarburos de composición desde el Pentano (C5) hasta el Heptanos y compuestos más pesados (C7+), estos permanecen en estado líquido a presión y temperatura atmosférica. En general se puede señalar que la gasolina natural es una mezcla de hidrocarburos líquidos conformada por compuesto que contienen entre cinco y nueve carbonos, se produce a través de varios procesos de destilación fraccionada del petróleo, la condensación o la adsorción de gas natural, la descomposición térmica o catalítica del petróleo o sus fracciones, la hidrogenación del gasógeno o carbón, o a través de la polimerización de hidrocarburos de bajo peso molecular.

2.1.2.7.

Utilización de los Líquidos del Gas Natural

Los Líquidos del Gas Natural (LGN) pueden ser utilizados como fuente de energía o como combustible para ser utilizado en las cocinas de los hogares, en procesos comerciales, industriales o en los vehículos automotores. También pueden ser utilizados como aditivo para ciertos procesos industriales o como materia prima para la obtención de otros hidrocarburos.



2.1.2.7.1. Gas Licuado de Petróleo (GLP) Este compuesto es una mezcla de diferentes hidrocarburos livianos constituidos principalmente por propano (C3) y sus derivados, y butano (C4) y compuestos derivados de estos, en proporciones variables y que en condiciones normales es gaseosa y al comprimirla pasa al estado líquida. Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refinerías especialmente en plantas de ruptura catalítica. Esta mezcla también llamada GLP (en inglés LPG), capaz de ser almacenada y transportada en forma líquida bajo presión en bombonas, de uso muy variado: doméstico, industrial, químico como combustible. Se considera como materia prima para la petroquímica, con la composición indicada, o compuesta predominantemente de propileno o butilenos Con esta mezcla hay que tener ciertos cuidados, ya que este producto en estado gaseoso puede causar asfixia simple y deprimir el sistema nervioso central. En estado líquido puede provocar quemaduras que provocadas por congelamiento e irritación de la piel. También por contener compuestos de azufre, como mercaptanos, el cual se le adiciona como odorizante para identificar escapes, se deben tener ciertas precauciones ya que el azufre puede también ser tóxico.

2.1.3.

Efectos de la Presencia de Agua

El gas natural, como está producido, contiene normalmente vapor de agua. El agua deberá ser removida a un punto típico de un contenido de 7 lb/MMpcn para la mayoría de los sistemas de transmisión de gas a puntos de condensación al menos de -150°F de un tratamiento aguas arriba de equipos criogénicos. El retiro del agua, o deshidratación, se realiza para prevenir la formación de hidrato o corrosión en la recolección de gas, sistema de transmisión o planta de tratamiento, como se presenta en la Figura siguiente.



Figura 2-5. Efectos de la Presencia de Agua en el Gas Natural

Hidratos Lineas de Flujo

Corrosion Agua Libre

Presencia de Agua

Transporte (RUT) Productos Poder Calorifico Recobro de Hidrocarburos

Procesos Criogenicos

Fuente: Prada Katherine, Ramírez Juan Pablo & Rueda Luz Adriana. "Deshidratación del Gas Natural por

Adsorción". Universidad Industrial de Santander (Bucaramanga 2011)

En Líneas de Flujo: Formación de hidratos ya que es una de las condiciones fundamentales para que se forme además de la presencia de hidrocarburos y condiciones adecuadas de presión y temperatura (altas y bajas respectivamente), corrosión por la presencia de oxígeno, y agua libre que debe retirarse del gas. El agua líquida se remueve con el equipo adecuado, el agua remanente, en estado de vapor, debe reducirse de manera que el gas alcance las especificaciones requeridas, es decir un valor de 6lbs agua/MMpcn.



Figura 2-6. Hidratos en líneas de flujo

Fuente: Prada Katherine, Ramírez Juan Pablo & Rueda Luz Adriana. "Deshidratación del Gas Natural

por Adsorción". Universidad Industrial de Santander (Bucaramanga 2011)

En Productos: Debe cumplirse con el valor mínimo permisible establecido por el RUT [1], especificación de transporte de gas en tuberías y debe retirarse el contenido de agua ya que disminuye el poder calorífico del gas.

En el Recobro de Líquidos: Ya que los procesos implicados se llevan a cabo a valores de temperaturas criogénicas, por ejemplo, recuperación de etanol, lo cual requiere de que el gas natural ingrese al menor valor posible de contenido de agua como vapor de agua.

1

RUT (Reglamento Único de Transporte)


2.1.4.


Contenido de Agua en el Gas Natural

Es normal que, en el gas natural exista agua en estado de vapor, la cantidad que los hidrocarburos gaseosos pueden transportar se mide con equipos adecuados llamados medidores del punto de roció. Es obvio que este parámetro se puede referir tanto a los hidrocarburos líquidos, como al agua. La presión y/o temperatura del hidrocarburo incide en la cantidad de agua que puede retener; así, a presión constante, a medida que se enfría un volumen dado de gas natural, su capacidad de retención disminuye. La Figura 2-7

[2]

, nos muestra la

cantidad de agua que puede retener el gas natural saturado a diversas condiciones de presión y temperatura. Al analizar brevemente esta figura se pueden conocer los parámetros principales que gobiernan la presencia de agua en el gas. Hagamos algunas consideraciones:

2

GPSA Engineering Data Book, 12th ed., Section 20, pág. 20-4



1. La grafica permite conocer el contenido de agua que transporta el gas, siempre que esté completamente saturado. Se mide en libras por cada millón de pies cúbicos de gas a condiciones normales [3], a la presión y temperatura a la cual se encuentre la mezcla de hidrocarburos. Figura 2-7. Contenido de Agua en los Hidrocarburos

Fuente: Gas Processors Supply Associations (GPSA), Engineering Data Book , Section 20 – Dehydration,

12th. Ed. 3

Condiciones normales: Presión = 14,7 & Temperatura = 60ºF


2. Este contenido de agua se refiere al gas dulce

[4]


y puede ser corregido por

efectos de la gravedad del gas y el contenido de sales. Figura 2-8. Contenido de Agua en el Gas Natural Dulce, según J.M. Campbell

Fuente: Campbell John M., Gas Conditioning and Processing , Volume 1: The Basic Principles, 7th. Ed. 4

Gas dulce: Sin CO 2 ni H2S



3. El llamado grafico de Mc Ketta, tiene una línea indicativa de las condiciones de presión y temperatura por debajo de las cuales se puede esperar la formación de hidratos. Lógicamente si el gas esta deshidratado esta predicción debes ser aplicada cuidadosamente. Cuadro 2-4. Correlación de R. Bukacek para Calcular el Contenido de Agua en el Gas TEMP.

A

B

(ºF)

TEMP.

A

B

(ºF)

TEMP.

A

B

(ºF)

-40

131

0,22

72

18.500

7,85

184

390.000

79,90

-38

147

0,24

74

19.700

8,25

186

407.000

82,70

-36

165

0,26

76

21.100

8,67

188

425.000

85,80

-34

184

0,28

78

22.500

9,11

190

443.000

88,40

-32

206

0,30

80

24.100

9,57

192

463.000

91,40

-30

230

0,33

82

25.706

10,00

194

483.000

94,80

-28

256

0,36

84

27.400

10,50

196

504.000

97,70

-26

285

0,39

86

29.200

11,10

198

525.000

101,00

-24

317

0,42

88

31.100

11,60

200

547.000

104,00

-22

352

0,45

90

33.200

12,20

202

576.000

108,00

-20

390

0,48

92

35.300

12,70

204

594.000

111,00

-18

434

0,52

94

37.500

13,30

206

619.000

115,00

-16

479

0,56

96

39.900

14,00

208

644.000

119,00

-14

530

0,60

98

42.400

14,60

210

671.000

122,00

-12

586

0,64

100

45.100

15,30

212

698.000

126,00

-10

648

0,69

102

47.900

16,00

214

725.000

130,00

-8

714

0,74

104

50.800

16,70

216

754.000

13,00

-6

786

0,79

106

53.900

17,50

218

785.000

139,00

-4

866

0,85

108

57.100

18,30

220

816.000

143,00

-2

950

0,91

110

60.500

19,10

222

848.000

148,00

0

1.050

0,97

112

64.100

20,00

224

881.000

152,00

2

1.150

1,04

114

67.900

20,90

226

915.000

157,00

4

1.260

1,11

116

71.800

21,80

228

950.000

162,00

6

1.380

1,19

118

76.000

22,70

230

987.000

166,00

8

1.510

1,27

120

80.400

23,70

232

1.020.000

171,00

10

1.650

1,35

122

84.900

24,70

234

1.060.000

177,00

12

1.810

1,44

124

89.700

25,80

236

1.100.000

182,00

14

1.970

1,54

126

94.700

26,90

238

1.140.000

187,00

Fuente: Marcías J. Martínez. Ingeniería de gas, principios y aplicaciones. Deshidratación del Gas Natural



Continuación Cuadro 2-4. Correlación de R. Bukacek para Calcular el Contenido de Agua en el Gas TEMP.

A

B

(ºF)

TEMP.

A

B

(ºF)

TEMP.

A

B

(ºF)

16

2.150

1,64

128

100.000

28,00

240

1.190.000

192,00

18

2.350

1,74

130

106.000

29,10

242

1.230.000

198,00

20

2.560

1,85

132

111.000

30,30

244

1.270.000

204,00

22

2.780

1,97

134

117.000

31,60

246

1.320.000

210,00

24

3.030

2,09

136

124.000

32,90

248

1.370.000

216,00

26

3.290

2,22

138

130.000

34,20

250

1.420.000

222,00

28

3.570

2,36

140

137.000

35,60

252

1.470.000

229,00

30

3.880

2,50

142

144.000

37,00

254

1.520.000

235,00

32

4.210

2,65

144

152.000

38,50

256

1.570.000

242,00

34

4.560

2,81

146

160.000

40,00

258

1.630.000

248,00

36

4.940

2,98

148

168.000

41,60

260

1.680.000

255,00

38

5.350

3,16

150

177.000

43,20

280

2.340.000

333,00

40

5.780

3,34

152

186.000

44,90

300

3.180.000

430,00

42

6.240

3,54

154

195.000

46,60

320

4.260.000

548,00

44

6.740

3,74

156

205.000

48,40

340

5.610.000

692,00

46

7.280

3,96

158

215.000

50,20

360

7.270.000

869,00

48

7.850

4,18

160

225.000

52,10

380

9.300.000

1090,00

50

8.460

4,42

162

236.000

54,10

400

11.700.000

1360,00

52

9.110

4,66

164

248.000

56,10

420

14.700.000

1700,00

54

9.800

4,92

166

259.000

58,20

440

18.100.000

2130,00

56

10.500

5,19

168

272.000

60,30

460

22.200.000

2550,00

58

11.300

5,48

170

285.000

62,50

60

12.200

5,77

172

298.000

64,80

62

13.100

6,08

174

312.000

67,10

64

14.000

6,41

176

326.000

69,50

66

15.000

6,74

178

341.000

72,00

68

16.100

7,10

180

357.000

74,80

70

17.200

7,17

182

372.000

77,20

        




Si se trata de un gas que contenga CO2 y H2S, es necesario corregir el contenido de agua por el efecto de la acidez.

       Dónde: 

WcGA = Contenido vapor de agua en el gas acido.



YHCS = Fracción molar de los hidrocarburos en el gas.



WcHCS = Contenido de agua en el gas natural dulce.



YCO2 = Fracción molar del dióxido de carbono en el gas.



WcCO2 = Contenido de agua en el CO2, en estado puro.



YH2S = Fracción molar del H2S en estado puro.


2.1.5.


Hidratos

Los hidratos son compuestos solidos que se forman como cristales, tomando apariencia de nieve, se forman por una reacción entre el gas natural y el agua y su composición es aproximadamente un 10% de hidrocarburos y un 90% de agua. Su gravedad específica es de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos líquidos. La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría el gas por de bajo de la temperatura llamada “de formación de hidratos”. La Figura 2-7

[5]

, permite estimar las condiciones de temperatura y presión a las

cuales diferentes gases – que contengan agua en estado de vapor – podrían formar hidratos. Existen otras figuras que permiten predecir las condiciones a las cuales se pueden generar esos problemas. La Figura 2-9, presenta la curva más comúnmente utilizada para predecir la formación de hidratos. Desglosa la gravedad específica del gas, en función de la presión y la temperatura a la cual se precipitan estos solidos

[6]

. Volviendo a la

muestra que hasta ahora hemos mencionado, una corriente de gas a 1000 lpca, tendría riesgo de formación de hidratos a partir de 68ºF, si se trata de un hidrocarburo pesado de gravedad especifica γ = 1,0. Gases más livianos

experimentaran la formación de hidratos a temperatura más bajas. Por ejemplo, si se trata de metano puro, el problema aparecería a los 48ºF. La curva presentada en la Figura 2-10[7], no arroja resultados más exactos, no obstante, permite hacer la predicción correspondiente mediante el uso de la ecuación que acompaña al gráfico. Los programadores consiguen en esta ecuación una forma sencilla de obtener la respuesta. 5

GPSA Engineering Data Book. Section 20, Dehydration. Pág. 20-4, Fig. 20-3. GPSA Engineering Data Book. Section 20, Dehydration. Pág. 20-8, Fig. 20-13. 7 Marcías J. Martínez. Deshidratación del Gas Natural . Ref. No. 10, Pág. No. 97 6



Figura 2-9. Curvas de presión-temperatura para predecir la formación de hidratos




Figura 2-10. Temperatura a la cual se forman hidratos


2.1.5.1.

Control de Hidratos

En aquellas situaciones donde los cálculos predicen la formación de hidratos, ello puede evitarse removiendo el agua del gas o del líquido antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas mediante el uso de un inhibidor que se mezcle con el agua que se ha condensado.


2.1.5.2.


Condiciones para la Formación de Hidratos

El gas natural está asociado normalmente con el agua en forma de vapor, a la temperatura y presión a las cuales es transportado en la tubería. Los hidratos son cristales formados por la combinación de agua con hidrocarburos livianos (butanos, propano, etano y metano) y/o gases ácidos (CO2 y H2S) a las siguientes condiciones:

2.1.5.2.1. Condiciones Principales 

Baja temperatura.



Alta presión.



Gas con agua libre o cerca del punto de roció.

2.1.5.2.2. Condiciones Secundarias 

Alta velocidad.



Cualquier agitación.



Pulsaciones de presión.



Introducción de cristales de hidratos.



La presencia de termo pozos o escamas en la tubería.

Los motivos para evitar la formación de hidratos son: 

Prevenir el taponamiento de las tuberías de transmisión debido a los procesos fríos (descensos (descenso s de las temperaturas).



Prevenir la corrosión de la tubería.



Obtener el punto de rocío requerido para la venta de gas equivalente a 7 lbs/MMpcn.


2.1.6.


Técnicas de Deshidratación del Gas Natural

La deshidratación del gas natural puede hacerse con los siguientes procesos: Figura 2-11. Técnicas de Deshidratación del Gas Natural

EG Glicoles

TEG TREG

Absorción Inyección

TÉCNICAS

DEG

Metanol

Geles de Silicato

Adsorción

Alumina Activada Tamiz Molecular

Expansión Fuente: En base a: Marcías J. Martínez. Ingeniería de gas, principios y aplicaciones. Deshidratación del

Gas Natural



Adsorción; utilizando un sólido que absorbe el agua específicamente, como el tamiz molecular (molecular sieves), gel de sílice (Sílica gel) y aluminatos.



Absorción; usando un líquido higroscópico como el glicol.



Inyección; bombeando un líquido reductor del punto de rocío, como el metanol.



Expansión; reduciendo la presión del gas con válvulas de expansión y luego separando la fase liquida que se forma.



Los procesos de deshidratación para retirar el contenido de agua del gas natural están basados en una combinación de factores como: 

Especificación del contenido de agua máxima



Contenido de agua inicial



Características del proceso



Disposición de la operación



Factores económicos


2.1.7.


Deshidratación por Adsorción con Tamices

El sistema de deshidratación por desecantes sólidos se basa en el principio de adsorción. La adsorción involucra una forma de adhesión entre la superficie del sólido y el vapor de agua del gas. El agua forma una película extremadamente delgada que está sujeta a la superficie del desecante por fuerzas de atracción, pero no hay reacción química. Los deshidratadores sólidos son típicamente más efectivos que los deshidratadores con glicoles, ya que pueden secar un gas hasta menos de 0,1 ppmV (0,05 lb/106 pie3). Sin embargo, para reducir el tamaño de los deshidratadores sólidos, suele utilizarse una unidad de deshidratación por glicol para remover el grueso de agua. La unidad de glicol puede reducir el contenido de agua hasta alrededor de 60 ppmV. El uso de deshidratadores por desecantes como alternativa a los deshidratadores por glicol puede originar beneficios económicos y ambientales significativos, incluyendo la reducción del costo de capital, costos de mantenimiento, y menor emisión de componentes volátiles orgánicos y contaminantes peligrosos. Los desecantes comerciales más comunes utilizados en deshidratadores de lecho seco son el gel de sílice, tamices moleculares, y alúmina activada. El gel de sílice (nombre genérico de un gel manufacturado a partir de ácido sulfúrico y silicato de sodio) es ampliamente utilizado como desecante. Se caracteriza por lo siguiente: 

Es el más adecuado para la deshidratación normal del gas natural.



Se regenera más fácilmente que los tamices moleculares.



Tiene mayor capacidad de agua, puede absorber más del 45% de su peso en agua.



Cuesta menos que un tamiz molecular.



Es capaz de lograr puntos de rocío menores a -140 ºC.



Los tamices moleculares son alúmino silicatos de metales alcalinos que comprenden una red tridimensional interconectada de sílice y alúmina tetraédricas. La estructura es una arreglo de cavidades conectadas por poros uniformes con diámetros que van

Å

desde 3 a 10 . Sus características son: 

Es capaz de deshidratar hasta contenidos menores a 0,1 ppm de agua.



Es la elección casi obligada para la deshidratación previa a los procesos criogénicos (recuperación LGN).



Excelente para la remoción de H2S, CO2, deshidratación, deshidratación a alta temperatura, hidrocarburos líquidos pesados, y eliminación altamente selectiva.



Más caro que el gel de sílice, pero ofrece mejor deshidratación.



Requiere temperaturas más altas de regeneración, por lo tanto tienen mayor costo operativo

Hay varios tipos de alúmina disponibles para uso como desecante sólido. La

alúmina activada es una forma natural o fabricada del óxido de aluminio que se activa por calentamiento. Se utiliza ampliamente en la deshidratación de gas y líquidos y si se aplica apropiadamente pueden producir puntos de rocío por debajo de -158ºF. Se requiere menos calor para regenerar alúmina que los tamices moleculares, y las temperaturas de regeneración son menores. Sin embargo, los tamices moleculares dan menores puntos de rocío de agua. Debe notarse que ningún desecante es perfecto o el

mejor para todas las

aplicaciones. En algunas aplicaciones la elección del desecante está determinada principalmente por razones económicas. Otras veces las condiciones del proceso controlan la elección del desecante.



Cuadro 2-5. Propiedades comerciales de la Sílica gel, Alúmina activada y Tamiz molecular 4A PROPIEDADES SILICA GEL ALUMINA ACTIVADA TAMIZ MOLECULAR 4A

Forma Densidad Aparente, lb/pie Tamaño de las partículas

3

Esférica

Esférica

49

48

4 – 8 mesh 5 – 2 mm

7 – 14 mesh, 1/8-pulg, 3/16-pulg. De diámetro (3-mm, 5-mm, 6-mm)

Pellets (cilindros de extrusión) y Beads 40 – 45 1/16-pulg, 1/8-pulg, 1/4pulg. Diámetro del cilindro (1,6-mm, 3,2mm, 6-mm)

Porcentaje de vacíos en el 35 35 35 Lecho empacado Calor especifico, BTU/lb/ºF 0,25 0,24 0,24 2 Área de la Superficie, m /gr 650 – 750 325 – 360 600 – 800 Volumen de los poros, 0,36 0,5 0,28 3 cm /gr Temperatura de 375 320 – 430 400 – 600 Regeneración Diámetro promedio de los 22 NA 3,4,5,10 poros, Temperatura del Punto de Rocío Mínima del Efluente, -80 -100 -150 ºF Promedio mínimo del contenido de humedad del 5 – 10 10 – 20 0,1 gas efluente Fuente: Arthur J. Kidney y William R. Parrish. Fundamentals of Natural Gas Processing . 2006.

Å

2.1.7.1.

Sistema de Adsorción en la Industria

Las plantas de procesamiento de gas, cuyo objetivo es recuperar LGN (líquidos del gas natural), utilizan normalmente procesos a bajas temperaturas. En estos casos, es necesario deshidratar el gas natural para que la planta pueda operar sin peligro de formación de solidos; la profundidad de la deshidratación dependerá del nivel de la temperatura del proceso, así, en un proceso criogénico donde se alcance un nivel de -125ºF, la cantidad de agua permisible será de menos de una libra por MMpcnd (Figura 2-7).



Para lograr deshidratar un gas a ese nivel, suelen emplearse procesos de adsorción. En esos casos se utilizan solidos como la Alúmina activada, la Sílica gel o las mallas moleculares para remover el agua del gas natural. Un buen ejemplo para indicar la manera como se produce la adsorción es una esponja. Si se derrama agua en el suelo, se puede utilizar una esponja para absorber el agua; sin embargo, si es mucha el agua derramada y pequeña la esponja, se saturara rápidamente. Cuando eso sucede es necesario exprimir la esponja y saturarla de nuevo; al exprimirla la estaremos regenerando para restituirle la capacidad de adsorción. En la industria se utilizan lechos fijos de desecantes para deshidratar gas, deshidratantes típicos son la Sílica gel, Alúmina activada y los Tamices moleculares. La regeneración del solido se lleva a cabo calentándolo por medio de una resistencia eléctrica o haciendo pasar gas caliente a través del lecho. Un deshidratador de lecho fijo, generalmente, tiene por lo menos dos recipientes llenos de desecante. Mientras uno de ellos está en adsorción el otro está en regeneración, en otras palabras, es un proceso continuo. La Figura 2-12, presenta un diagrama de flujo de una unidad de deshidratación de lecho fijo. Las líneas continuas representan el gas en proceso de secado mientras que las punteadas representan la regeneración. Es decir, un lecho está en adsorción, mientras el otro se regenera.



Figura 2-12. Ejemplo de un sistema de deshidratación con desecantes sólidos.


La restitución del desecante requiere de calentamiento y posterior enfriamiento. Después de calentar el deshidratador para remover el agua, el horno de gas (que también puede ser un intercambiador de calor con vapor de agua o aceite caliente), se apaga y el lecho se enfría antes de pasar a la etapa de adsorción. El flujo de adsorción es generalmente hacia abajo, pasando a través del lecho; el calentamiento puede ser en cualquier dirección, aunque por lo general se regenera en contracorriente.



Los lechos deben ser regenerados apropiadamente para que la capacidad de adsorción se mantenga; ello depende tanto del volumen como de la temperatura del gas. A mayor temperatura, menor será el caudal de gas requerido; sin embargo, si la temperatura es muy alta, puede degradarse el desecante, perdiendo su propiedad de absorber. Cuando se detecta que el gas tratado no llena los requisitos del proceso o del contrato de ventas, el operador debe acortar los ciclos de secado, incrementar el caudal de gas de regeneración o ambas cosas. Así se puede operar la planta mientras se determina la causa de la falla.

2.1.7.2.

Características de los Tamices Moleculares

Los tamices moleculares son, desde el punto de vista químico, silicatos de aluminio – álcali – están disponibles en el mercado tanto en forma de pastillas (1/16” a un 1/8”), como en forma de polvo (10 micrones).

Los tamices moleculares retienen adsorbatos (elementos adsorbibles) por fuerzas físicas más que por químicas; en otras palabras, cuando la molécula adsorbida es posteriormente liberada por la aplicación de calor, el cristal queda en el mismo estado químico que estaba antes de la adsorción. La desorción de agua en los tamices es un proceso reversible siempre que no ocurra condensación de hidrocarburos pesados de punto de burbujeo muy elevado, caso en el cual el lecho podría perder parcialmente su capacidad para deshidratar. La superficie externa de los cristales está disponible para la adsorción de moléculas de todos los tamaños, mientras que la superficie interna es alcanzable solo por aquellas moléculas cuyo tamaño sea suficientemente pequeño como para pasar por los poros. Para tener una idea de la estructura del cristal, basta decir que el área externa es solo 1% del área total.



Los tamices moleculares no solo adsorben moléculas basados en tamaño y configuración, sino también en polaridad y grado de saturación. En una mezcla de moléculas capaces de pasar a través de los poros, la menos volátil, la más polar o la más insaturada será más fuertemente adsorbida que las demás. La fuerza de adsorción de los tamices moleculares se debe principalmente a los cationes que forman parte del retículo cristalino. Estos cationes (Na, Ca), actúan como puntos de fuerte carga positiva que atraen electrostáticamente los extremos negativos de las moléculas polares; a mayor momento dipolar de una molécula, más fuertemente será adsorbida. Ejemplo de tales moléculas son aquellas que contienen átomos de O2, S, C1 o N2. Son asimétricas; en consecuencia, un tamiz molecular adsorberá antes CO (molécula dipolar), que argón (molécula no polar), por citar un ejemplo. También puede ocurrir que esos puntos de fuerte carga positiva induzcan dipolo en otras moléculas, ocurriendo una adsorción posterior, mientras más insaturada es una molécula, más polarizable es y, por lo tanto, más fácil será adsorbida. Así, un tamiz molecular adsorberá etileno, una molécula insaturada de un hidrocarburo saturado. Por estas propiedades, los tamices son utilizados para eliminar contaminantes indeseables en determinadas sustancias. En los tamices moleculares la cantidad del compuesto adsorbido aumenta rápidamente a un valor de saturación a medida que se incrementa la concentración de dicho compuesto en la fase externa al tamiz. Cualquier incremento adicional en la concentración a temperatura constante no ocasiona aumento en el monto adsorbido; ese equilibrio normalmente indica que se han llenado completamente los espacios vacíos de cristal.


2.1.7.3.


Diseño de Adsorción – Regeneración

2.1.7.3.1. Diseño de la Torre Adsorbente El primer paso es determinar el diámetro del lecho, el cual depende de la velocidad superficial. Un diámetro muy grande requerirá una alta tasa de gas de regeneración para prevenir canalización. Un diámetro muy pequeño causara una alta caída de presión.

    

Donde las constantes B y C se sacan de datos de tabla, según el tipo de partícula.



Regla de la mano derecha P/L=0,33psi/pies; asumiendo una composición del gas y una temperatura.

Una caída de presión de diseño mayor a 8 psi no es recomendada cuando el desecante es frágil y puede ser aplastado por el peso total del lecho y las fuerzas de la caída de presión.

1) Calculo del Diámetro Mínimo

         ̇                         

Necesito hallar q y Vmax, para poder hallar Dmin.



             

El valor de ( P/L)max en esta ecuación depende del tipo de tamiz el tamaño y la forma, pero un valor típico para diseño es 0,33psi/pies.

2) Calculo de la Masa del Desecante El próximo paso es escoger un periodo de adsorción y calcular la masa del desecante requerido. Los periodos de adsorción comunes son de 8 a 12 horas. Largos periodos de adsorción significan menos regeneración y una vida del tamiz más larga, pero grandes lechos y capital de inversión adicional. Cuadro 2-6. Carga de masa de agua por masa de desecante TIPO DE DESECANTE CARGA MASA DE AGUA/MASA DESECANTE Alúmina 4 – 7% Gel de Sílice 7 – 9% Tamiz Molecular 9 – 12% Fuente: Campbell John M., Gas Conditioning and Processing, Volume 1: The Basic Principles,

7th. Ed.

Para determinar la masa del desecante requerido en la zona de saturación, se calcula la cantidad de agua a ser eliminada durante el ciclo y se divide por la capacidad efectiva.

       Dónde: Wr = cantidad de agua a remover CSS = corrección por saturación de agua CT = corrección por temperatura



3) Calculo de la Altura Total del Lecho La altura total del lecho es la suma de la zona de saturación y de la altura de la zona de transferencia de masa. Esta debe ser no menor que el diámetro interno de la torre.

      Dónde: LT = longitud total del lecho LMTZ = longitud de la zona MTZ LS = longitud de la zona de saturación Ahora para verificar los parámetros de diseño:

   La altura real de la torre será la altura del lecho más la altura de los soportes del lecho y el espacio suficiente para asegurar una buena distribución flujo en la parte superior del lecho. Esta altura adicional es generalmente 1 a 1,5m. Una torre de absorción típica se muestra en la siguiente Figura:



Figura 2-13. Diseño de torre de adsorción tipica

Fuente: Campbell John M., Gas Conditioning and Processing, Volume 1: The Basic Principles,

7th. Ed.

Antes de proceder con los cálculos de regeneración una comprobación rápida de la realidad es hecha. La relación longitud del lecho deseada sobre el diámetro del lecho (hB/d) debe estar entre aproximadamente 2,5 – 6. Un valor inferior a 2,5 puede resultar en una menor capacidad útil del desecante debido a la relación relativamente alta de MTZ/h B. Un valor superior a 6 puede





resultar en una excesiva P. El total de P a través de una torre de adsorción no debe exceder de 55 – 70 kPa (8 – 10 psi). Si el lecho es demasiado corto, el tiempo del ciclo o el número de lechos debe ser aumentado. Si el lecho es demasiado largo es lo contrario.



2.1.7.3.2. Diseño del Regenerador En el diseño del regenerador, el calentamiento debe cumplir con las siguientes características: 

Calentar el desecante por lo menos a 204 – 288°C



Calentar y después vaporizar el agua adsorbida



Calentar y luego vaporizar los hidrocarburos en el lecho



Calentar la torre y el interior del acero



Calentar las válvulas y la tubería en la línea entre el calentador de regeneración y las torres



Suministrar el calor perdido a través del aislamiento. El primer paso para calcular el calor total requerido para Desorber el agua y calentar el desecante y la torre. Un 10% del calor perdido es asumido.

La temperatura, Trg es la temperatura a la cual el lecho y la torre deben ser calentado basado en el aislante exterior de la torre. Esto es aproximadamente 50°F por debajo de la temperatura del gas caliente de regeneración que entra a la torre. Para la determinación de la tasa del gas de regeneración, se calcula la carga total de regeneración.



El tiempo de calentamiento es usualmente de 50% a 60% del tiempo total de regeneración el cual debe incluir el periodo de enfriamiento. 

Calor requerido para desorber el agua

            ( )      ( ) 



Calor requerido para calentar el material del lecho



Calor requerido para calentar el acero



Perdidas de calor a la atmosfera

         2.1.7.3.3. Gráfica del Ciclo de Regeneración Finalmente calculo el gas de regeneración: La temperatura TH es la del gas de regeneración dentro del lecho. El perfil de temperatura T1 – T4 es la temperatura de salida del gas de salida del lecho. En este caso, cuando la temperatura de salida del lecho (T4) es de unos 350°F, el ciclo de calentamiento ha terminado y empieza el ciclo de enfriamiento. El perfil T4 – T5 muestra la temperatura de salida del lecho durante el ciclo de enfriamiento.



El ciclo completo de regeneración se puede dividir en cuatro (4) intervalos de tiempo específicos, como se presenta en la Figura 2-14. Intervalo A (QA) es prácticamente todo el calor sensible. Representa el tiempo necesario para calentar el lecho, el acero y agua adsorbida de T1 a T2. A la T2, el agua comienza a vaporizarse del desecante. El intervalo B (QB) es donde la mayor parte del agua es expulsada del lecho. Esto requiere calor suficiente para no sólo revaporizar el agua, sino también para romper las fuerzas de atracción que unen el agua a la superficie del adsorbente. Esto a menudo se denomina calor de humedecimiento. La suma del calor latente y el calor de humedecimiento es el calor de desorción. El intervalo C (QC) representa el tiempo requerido para eliminar los contaminantes pesados y el agua residual. El perfil de temperatura para Qc es de T3 a T4. Cuando el lecho alcanza T4, el gas de enfriamiento se introduce en el lecho. Intervalo D (QD) representa el ciclo de enfriamiento. Todo esto es calor sensible y el perfil de temperatura es de T4 a T5. El ciclo de refrigeración es normalmente finalizado cuando T5 – T1 = 0.



Figura 2-14. Curva de regeneración para unidad de dos torres

Fuente: Campbell John M., Gas Conditioning and Processing, Volume 1: The Basic Principles,

7th. Ed.

2.1.7.4.

Consideraciones Básicas sobre el Diseño de un

Deshidratador de Tamices Moleculares Se examinara primero algunas consideraciones generales que deben tomarse en cuenta al diseñar lechos de tamices moleculares destinados a deshidratar gas natural.



2.1.7.4.1. Variables de Operación 1) Temperatura de Contacto La temperatura de contacto afecta considerablemente la capacidad de los tamices, es decir, la cantidad de adsorbato que pueden retener, a mayor temperatura de contacto, menor es la cantidad de agua adsorbible. El rango usual de temperatura de deshidratación con un desecante solido es entre 80 y 100ºF aunque dependiendo del proceso, ello puede variar.

2) Presión de Operación La presión tiene efecto depreciable sobre la capacidad, obstante el diseñador no debe olvidar que a mayor presión, menor será el volumen ocupado por el gas, así como, la cantidad de agua que puede transportar el gas que entra a la planta. Esto puede indicar que, desde este ángulo, las presiones bajas aumentan el tamaño de los equipos mientras que altas presiones aumentan el espesor de los recipientes.

3) Tiempo de Contacto Es recomendable que el tiempo de contacto se reduzca al mínimo para garantizar un descenso drástico del punto de rocío; esto se logra con alta velocidad del fluido. Por otro lado, hay que tomar en cuenta la caída de presión en el lecho que inducirán las altas velocidades pues, se podrían romper las partículas del tamiz hasta formar una masa compacta sin capacidad de adsorción. Se suele utilizar una velocidad del gas de 30 a 45 pies/min.



4) Tamaño de las Partículas del Tamiz Para un mismo tipo de material, a medida que se reduce el tamaño de la partícula, se incrementa la superficie de adsorción y por lo tanto la capacidad, pero también aumenta la caída de presión a través del lecho.

2.1.7.4.2. Regeneración Es un proceso en el cual se desorbe el agua del lecho y el tamiz queda preparado para el próximo ciclo de adsorción; esto se logra calentando la camada y evaporando el agua. El proceso es más efectivo si se pasa el gas de regeneración en sentido contrario al del flujo del gas en el paso de adsorción; es decir, se regenera primero la parte final del lecho empujando el hacia la parte más saturada del mismo; de esta forma se elimina la posibilidad de contaminar el gas seco al comienzo del ciclo siguiente. Normalmente se utiliza un periodo de enfriamiento para prevenir temperaturas excesivas en el lecho y así mantener su eficiencia. Para el cálculo de la carga térmica y regeneración debe tomarse en cuenta el tamiz, el recipiente y las tuberías; los calores latentes y de vaporización del agua y las pérdidas de calor.

2.1.7.4.3. Problemas Operacionales Los tapones de agua dañan en cierto grado los lechos de tamices moleculares; para evitarlo debe utilizarse un separador a la entrada de la planta, antes del absorbedor. Los cambios bruscos de presión, la velocidad excesiva del gas y los movimientos del lecho debido al calentamiento y enfriamiento pueden causar compactación del empaque desecante; estos problemas pueden evitarse con un buen diseño mecánico. El problema más usual y dañino para los lechos es



la contaminación del tamiz con hidrocarburos pesados, tales como, destilados, condensados, aceite de adsorción y/o aceites lubricantes. Para evitarlo deben utilizarse; filtros o lechos de Sílica gel o bauxita aguas arribas del absorbedor.

2.1.7.4.4. Capacidad de Adsorción de algunos Tipos de Desecantes Para propósitos de diseño, a menudo se utilizan solidos cuyas capacidades de adsorción son fundamentales cuando se trabaja con un gas a alta presión. Cuadro 2-7. Capacidad de adsorción de diferentes desecantes solidos TIPO Lbs de agua/100 lbs del desecante

Bauxita activada 3a6 Alúmina activada 3a6 Sílica gel 5 a 7,5 Mallas moleculares 22 Fuente: Marcías J. Martínez. Ingeniería de gas, principios y aplicaciones. Deshidratación del Gas Natural



2.2. Marco Teórico Referencial Para la elaboración de la ingeniería conceptual y diseño de planta se debe considerar los siguientes códigos y estándares: 

ACI

Instituto Americano de Concreto



AGMA

Asociación Americana de Fabricantes de Engranajes



AICS

Instituto Americano para Construcción de Acero



ANCA

Asociación para Acondicionamiento y Movimiento de Aire



ANSI

Instituto Americano de Estándares Nacionales



API

Instituto Americano de Petróleo



ASME

Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos



ASTM

Sociedad Americana de Pruebas y Materiales



AWS

Sociedad Americana de Soldadura



CTI

Instituto de Torres de Enfriamiento



HI

Instituto Hidráulica



HIS

Instituto de Estándares de Hidráulico



ICBO

Conferencia Internacional de Oficiales de Construcción



IEEE

Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos



ISA

Sociedad Americana de Instrumentación



NBS

Agencia de Estándares Nacionales



NEC

Código Eléctrico Nacional



NEMA

Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos



NFPA

Asociación Nacional de Protección Contraincendios



TEMA

Asociación de Fabricantes de Intercambiadores Térmicos



UBC

Código Uniforme de Construcción



UL

Laboratorios Underwriter



2.3. Marco Teórico Normativo Las siguientes leyes y normas bolivianas aplican al proyecto: 

Ley de Hidrocarburos, del 17-05-2005.



Reglamento de normas técnicas y de seguridad para las actividades de exploración y explotación de Hidrocarburos.



Reglamento para construcción y operación de plantas de almacenaje de combustibles líquidos.



Reglamento para el diseño, construcción, operación y abandono de ductos en Bolivia, D.S. 24721 del 23-07-1997.



Ley del Medio Ambiente N° 1333, del 27-04-1992.



Reglamento de Prevención y Control Ambiental, Modificado y Complementado por D.S. 28592, del 17-01-2006.



Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos, D.S. 24335.



Modifica Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburos, D.S. 26171 del 0405-2001.



Reglamento en Materia de Contaminación Atmosférica, D.S. 24176 del 08-121995.



Reglamento en Materia de Contaminación Hídrica, D.S. 24176 del 08-12-1995.



Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos, D.S. 24176 del 08-12-1995.



2.4. Marco Teórico Histórico Se adjunta información brindada en el documento del Plan de Inversiones YPFB Corporación 2009 – 2015.

2.4.1.

Introducción

El GLP es un combustible de consumo masivo en el país, por lo que se encuentra dentro de los productos que componen la canasta básica de bienes con la que se calcula el Índice de Precios al Consumidor, dicho combustible es utilizado principalmente en el sector doméstico para la cocción de alimentos, calefacción y otros usos como combustible en una serie de establecimientos. Ante la crisis de abastecimiento de GLP en el país, YPFB busca cubrir la demanda del mercado interno y evitar altos costos de importación de GLP. El GLP, es el segundo producto hidrocarburífero de mayor consumo en el mercado interno boliviano, representa en promedio un 25,5% sobre el total comercializado de productos derivados de hidrocarburos. En el marco de la estrategia de abastecimiento, YPFB plantea un Plan de Inversiones del 2009-2015 para cubrir prioritariamente el mercado interno de GLP y Gasolina Natural, de los cuales están destinados $us 250 MM a la implementación de la Planta de Separación de Licuables de Gas Natural a ser instalada en la región del Chaco y $us 150 MM a la Planta de Separación de Licuables de Gas Natural a ser instalada en la región de Rio Grande. La ejecución de estos proyectos permitirá separar los licuables contenidos en la corriente de Gas Natural destinados a los mercados de exportación, extrayendo el poder calorífico excedente al establecido en los contratos de comercialización.


2.4.2.


Objetivos

Los objetivos para la implementación de los proyectos de las Plantas de Separación de Licuables de Gas Natural son: 

Separar los licuables excedentarios contenidos en la corriente de Gas Natural destinados a los mercados externos, y destinar los productos obtenidos prioritariamente al mercado interno y exportar los excedentes.



Obtener GLP y Gasolina Natural, mediante procesos de separación de licuables empleando Unidades de Turbo Expansión y Desbutanización.



Asegurar el abastecimiento de GLP al mercado interno mediante el incremento de producción para cubrir el déficit creciente de este carburante causado por un proceso de declinación persistente de la oferta de GLP conjuntamente con un crecimiento sostenido de la demanda en el mediano y largo plazo.



Incrementar la producción de Gasolina Natural para su exportación.



Obtener mayores ingresos por la comercialización de los mencionados productos.


2.4.3.


Balance Volumétrico

En la Figura 2-15 se muestra la entrega de gas al sistema de distribución de Bolivia, donde se encuentra la producción de los campos del Sur y los campos del Norte. Esta gráfica se basa en las cifras de producción acelerada que tiene YPFB en el presente Plan de Inversiones 2009-2015. Figura 2-15. Entrega de Gas al Sistema de Distribución.

Fuente: YPFB Corporación, Plan de Inversiones 2009 – 2015

La distribución general del gas se muestra en la Figura 2-16. Los valores que se encuentran en la gráfica corresponden a la distribución promedio real del primer semestre del año 2009. Se tiene como premisa que el gas producido en el Norte del país abastezca al Mercado interno, pero en este caso se requiere gas del Sur del país para cumplir con la demanda del primer semestre. Este volumen aportado por el Norte es de 1 MMmcd.



El volumen del Sur se utiliza prácticamente para los mercados de Brasil, 22 MMmcd, y Argentina, 5,8 MMmcd. En esta figura también se muestra la Planta de Absorción de Río Grande con una alimentación de 3,4 MMmcd, debido a que su presencia será importante para el balance que se debe realizar más adelante, para visualizar la operación de la futura Planta de Extracción de Licuables Rio Grande. Como puede observarse en la gráfica, se requiere utilizar volúmenes directos del gasoducto de 32” (GASYRG, operada por Transierra) con 13,7 MMmcd,

y del gasoducto de 24”

(YABOG, operada por YPFB Transportes) con 5,1 MMmcd. Con esta mezcla actualmente se garantiza también la calidad contractual exigida por el mercado brasileño. Figura 2-16. Distribución de Gas.

Fuente: YPFB Corporación, Plan de Inversiones 2009 – 2015


2.4.4.


Plantas de Extracción de Licuables

Basados en los escenarios de producción y demanda de gas antes expuestos, a continuación se citan

los diferentes proyectos de extracción de licuables que

actualmente YPFB tiene en su cartera de negocios. Cuadro 2-8. Plantas Existentes de Extracción de Licuables. Operación Actual Capacidad de Diseño NOMBRE MMmcd MMmcd

Vuelta Grande Carrasco Paloma Colpa Kanata RGD – Andina

2,8 2,0 1,0 1,0 1,4 4,2

2,8 2,0 1,1 2,0 1,4 5,1

Total 12,5 14,4 Fuente: YPFB Corporación, Plan de Inversiones 2009 – 2015

Producción Actual GLP TMD

178,8 204,3 73,6 33,2 133,6 250 873,5

En primer lugar se observan las plantas de extracción de licuables que actualmente están en operación. Estas plantas con sus capacidades se encuentran en el cuadro anterior. La capacidad instalada es de 14,4 MMmcd, pero actualmente se procesan 12,5 MMmcd, debido principalmente a la disminución de producción de gas en los campos asociados a cada una de las plantas. La producción de GLP que se obtiene de estas plantas está en el orden de 873,5 TMD.

Capítulo 3: I ngeniería del Proyecto


Cap. 3: Ingeniería del Proyecto Pág. 70

Capitulo 3 3.1. Objeto El presente capitulo tiene por objeto desarrollar el diseño y procedimiento de cálculo de la Unidad de Deshidratación, la cual consiste en reducir el contenido de agua presente en el gas de entrada, de 4,06 lb/MMSPC (65 mg/m3 o 84,90 ppm) hasta 0.1 ppm, para evitar la formación de sólidos en la sección criogénica.

3.2. Condiciones Ambientales Cuadro 3-1. Condiciones Ambientales del Sitio

Máxima 110 ºF (43 ºC) Mínima 41 ºF (5 ºC) Máxima Diaria (verano) 50 mm/día Precipitación Promedio Mensual 170 mm/mes Máxima 90 % Humedad Relativa Máxima (promedio) 88 % Promedio 73 % Velocidad Predominante 33 km/h Viento Dirección Predominante SaN Velocidad Máxima (S a N) 100 km/h Zona 1 (según norma argentina CIRSOC 103). Carga Sísmica Zona 2ª (según norma UBC-97). Altitud 450 m.s.n.m. Aeroenfriadores 110 ºF (43 ºC) Temperatura de Aire para Turbinas 104 ºF (40 ºC) Diseño Dispositivos Eléctricos y de 110 ºF (43 ºC) Instrumentación Fuente: Y.P.F.B. - Documento Base de Contratación de una empresa consultora especializada para realizar la ingeniería conceptual –básica extendida para la planta de extracción de licuables Gran Chaco. Temperatura Ambiente

3.3. Información para el Diseño 3.3.1.

Capacidad de Diseño

La Planta de Separación de Líquidos tendrá una capacidad máxima de 32 MMmcd (1.130 MMpcd).


3.3.2.


Gas de Alimentación

La corriente de alimentación para el diseño de la Planta de Gran Chaco provenientes de las plantas de ajuste de punto de rocío conectadas al sistema de captación al sur de la estación compresora de Caigua, presenta la siguiente cromatografía referencial: Cuadro 3-2. Cromatografía del gas de Alimentación COMPONENTES

% MOLAR

N2

0,491

CO2

1,890

C1

87,845

C2

6,310

C3

2,290

i C4

0,363

nC4

0,473

i C5

0,145

nC5

0,092

C7+

0,491

TOTAL

Presión de di seño (psi g)

100,00%

900

Temperatura de diseño (ºF)

90

Peso Mol ecular (Lb/lbmol )

18,73

Gravedad Especifi ca PCS (Btu/pc)

0,65 1.056,00

Fuente: Y.P.F.B. - Documento Base de Contratación de la

Pla nta Gran Chaco

No se espera la presencia de otros contaminantes (Sulfuro de Hidrogeno, Mercurio, parafinas, etc.) en el gas de alimentación razón por la cual no se considera necesaria la instalación de unidades de remoción de los mismos.


3.3.3.


Especificaciones de Producto

3.3.3.1. Gas Residual El gas residual deberá entregarse en las siguientes condiciones: 

Presión: coincidente con la presión de entrada.



Temperatura: coincidente con la temperatura de entrada.

De acuerdo a los documentos en los cuales está basado el presente proyecto, se debe cumplir con las siguientes especificaciones: Cuadro 3-3. Especificaciones del producto del gas residual PROPIEDAD VALOR DE LA ESPECIFICACION

Gravedad Especifica Contenido de Agua Oxigeno Dióxido de Carbono Nitrógeno Inertes Totales (incluidos dióxido de carbono y nitrógeno) Sulfuro de Hidrogeno Azufre Total (exceptuando sulfuro de hidrogeno) Azufre Total Mercurio Poder Calorífico Superior (base seca) de referencia Poder Calorífico Superior (base seca) Punto de Rocío de hidrocarburos Punto de Rocío de hidrocarburos

Mínimo 0,58 Máximo 0,69 Máximo 65 mg/m3 Máximo 0,2 % volumen Máximo 2,0 % volumen Máximo 2,0 % volumen

METODO

ASTM D3588 y GPA-2145 ASTM D1142 ASTM D1945 ASTM D1945

Máximo 3,5 % volumen Máximo 5 mg/m3

ASTM D5504

Máximo 15 mg/m3

ASTM D1072

μ

Máximo 50 mg/m3 Máximo 0,9 g/m3

ASTM D1072

9.300 Kcal/m3

ASTM D3588 y GPA-2145

Mínimo 8.900 Kcal/m3

ASTM D3588 y GPA-2145

Máximo 7,2 ºC @ 45 Kg/cm2g 5 ºC menor a la temperatura menor operacional de gas medida en el gasoducto.

ASTM D1142 ASTM D1142

Glicoles, Metanol o cualquier otra sustancia utilizada en el Ninguna procesamiento de gas Hidrocarburos Líquidos Ninguno Agua Libre Ninguna Olor Objetable Ninguno Fuente: Y.P.F.B. - Documento Base de Contratación de una empresa consultora especializada para realizar la ingeniería conceptual –básica extendida para la planta de extracción de licuables Gran Chaco.


3.4. Diagrama de Bloques La planta contara con las siguientes áreas de proceso: Figura 3-1. Diagrama de Bloques

Fuente: En base a: Planta de Extracción de licuables Gran Chaco




3.5. Procedimientos de los Cálculos de Ingeniería En la presente sección se realiza el procedimiento de cálculo de la unidad de Deshidratación para la Planta Gran Chaco

3.5.1.

Condiciones de Proceso

Para efectos de cálculos de diseño, son necesarias las propiedades físicas del gas de alimentación. Cuadro 3-4. Condiciones de proceso – Planta de Gran Chaco

Caudal 1.130 MMpcnd Presión de diseño 900 psia Temperatura de diseño 90 ºF Peso Molecular 18,73 lb/lbmol Gravedad especifica 0,65 Densidad del gas 3,354 lb/pc Viscosidad del gas 0,01320 cp Factor de compresibilidad Z 0,8520 Contenido de agua de entrada 4,06 lb/MMpcn Fuente: Propiedades del gas obtenidas del Software de simulación AspenHysys 7.3

3.5.2.

Dimensionamiento de las Torres de Adsorción

Para el diseño y dimensionamiento de las torres de adsorción se realizara un sistema de deshidratación con cuatro torres deshidratadoras, tres en adsorción y una en regeneración. Para lo cual se dividirá el flujo del gas húmedo hacia las tres torres en adsorción, en un flujo de 376,6 MMpcnd. Por tanto, cada torre de adsorción debe ser diseñada para un caudal máximo de 380 MMpcnd de gas húmedo.



3.5.2.1. Calculo del Diámetro Mínimo El diámetro mínimo se halla mediante la Ecuación 2-4:

     En esta ecuación se desconoce el caudal y la velocidad máxima por lo cual hallamos estos valores de la siguiente forma: 

Caudal

Para hallar el caudal primero necesitamos encontrar el flujo másico.

̇           ̇          

Con el valor anterior y la densidad hallada anteriormente se halla el caudal.

Diseño de la Unidad de Deshidratación por Adsorción con Tamiz Molecular para la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco Elaborado por Inclán Céspedes, Oscar 


Velocidad Máxima

Se halla mediante la Ecuación 2-6:

        [     ] Dónde: Vmax = Velocidad máxima B = Constante dependiente del tipo de partícula C = Constante dependiente del tipo de partícula

ρμ  Densi d ad del gas Viscosidad del gas

Para la anterior ecuación se debe tener en cuenta las propiedades del gas citadas



en la sección 3.5.1 y además el valor de P/L=0,33psi/pies debido a que es el valor máximo permisible y los valores de las constantes C y B se toman de la siguiente tabla: Cuadro 3-5. Constantes B y C según tipo de partícula TIPO DE PARTICULA B C 1/8” (3 mm) bead 0,0560 0,0000889 1/8” (3 mm) pellets 0,0722 0,0001240 1/16” (1,5 mm) bead 0,1520 0,0001360 1/16” (1,5 mm) pellets 0,2380 0,0002100 Fuente: Gas Processors Supply Associations (GPSA), Engineering Data Book, Section 20 –

Dehydration, 12th. Ed.

        [  ]    



Ya conociendo los valores se puede calcular el diámetro mínimo del lecho:

                Se debe seleccionar el diámetro estándar más cercano al diámetro mínimo hallado anteriormente por lo tanto el diámetro seleccionado es 12,5 pies (150 pulg). Debido a que el diámetro seleccionado es diferente que el mínimo se debe realizar un ajuste tanto a la velocidad como a la caída de presión.

                            


3.5.3.


Cantidad de Desecante

La cantidad del desecante se puede hallar mediante la Ecuación 2-8:

    Dónde: Sss = cantidad del desecante [lb] Wr = libras de agua a remover por ciclo Css = corrección por saturación de agua CT = corrección por temperatura 

Cantidad de Agua a Remover

Se halla mediante la siguiente ecuación:

        Dónde: Qgas = Caudal de gas de entrada Win = Cantidad de agua inicial Wout = Cantidad de agua requerida a la salida Wr = Cantidad de agua a remover

La concentración máxima o cantidad de agua que presenta la corriente de gas de entrada es de 4,06 lb/MMpc, debido a que proviene de plantas de punto de rocio. Si bien el gas esta en base seca, para efectos de cálculos de diseño se calcula el contenido de agua a las siguientes condiciones: Se tiene un Win = 49 lb/MMpc @ 900 psia y 90°F.



La cantidad de agua de salida se considera 0 debido a que la condición requerida de salida es un punto de rocío de -150°F. Por lo tanto el agua a remover es:

       Primero, determinamos el tiempo de adsorción y de regeneración para cada torre. Para este caso, se diseñara un ciclo de 16 horas en adsorción y 8 horas en regeneración. Es decir, cada lecho seguirá un ciclo de 24 horas para asegurar que siempre se tenga 3 torres adsorbiendo y la otra en regeneración y enfriamiento.

      

Corrección por Saturación de Agua

Con la temperatura de entrada y mediante la siguiente Figura del GPSA se halla realizando una extrapolación la Css=1,01. Figura 3-2. Corrección de la capacidad del tamiz molecular para el gas de entrada insaturado

Fuente: Gas Processors Supply Associations (GPSA), Engineering Data Book, Section 20 –




Corrección por Temperatura

Con la temperatura de 90°F se halla CT=0,96 mediante la siguiente Figura del GPSA: Figura 3-3. Corrección de la capacidad de la temperatura del tamiz molecular



Ya con los valores hallados anteriormente se encuentra la cantidad de desecante por lecho:

      A la cantidad de desecante hallada se le debe realizar una corrección como indica la siguiente ecuación:

   



Teniendo en cuenta que:

   Dónde: Sst = cantidad de desecante corregida Ls = longitud de la zona de saturación LMTZ = longitud de la zona de transferencia de masa LT = longitud total del lecho SS = cantidad de desecante 

Longitud de la MTZ

Se calcula mediante la siguiente ecuación:

            Dónde: Z = constante dependiendo del tamiz

Para determinar la constante Z de presenta el siguiente cuadro: Cuadro 3-6. Constante Z dependiendo el tamiz Z

Tamiz 1/8“ 1/16“

1,7 0,85 Fuente: Gas Processors Supply Associations (GPSA), Engineering Data Book, Section 20 – Dehydration, 12th. Ed.

Por lo tanto:

           


Cap. 3: Ingeniería del Proyecto

Longitud de la zona de saturación: se halla mediante la siguiente ecuación:

       Dónde: SS = cantidad de desecante D = diámetro seleccionado

ρ

desec

= densidad del desecante

Para determinar la densidad del desecante se presenta el siguiente cuadro: Figura 3-4. Propiedades típicas de los desecantes



Se selecciona el desecante Mole Sieve Linde-4A, por lo tanto:

            

Conociendo los valores anteriores se puede hallar la longitud total del lecho:

Pág. 82



La cantidad de desecante corregida es:

       3.5.4.

Verificación de los Parámetros de Diseño

Se debe verificar que la caída de presión este entre el valor normal de 5 psia y el valor máximo permitido de 8 psia mediante la siguiente formula:

        Donde verificamos que si cumple con estas condiciones por lo cual los parámetros de diseño hallados están adentro de los rangos permitidos.


3.5.5.


Calor de Regeneración

El calor de regeneración se calcula mediante la siguiente ecuación:

        Dónde: QT = calor total de regeneración del lecho (Btu) QW = calor para desorber el agua (Btu) Qsi = calor para calentar el material del lecho (Btu) Qst = calor para calentar el acero (Btu) Qlh = perdidas de calor a la atmosfera (Btu) 

Calor para Desorber el Agua

El calor necesario para calentar el agua a evaporar en el proceso de regeneración se calcula mediante la Ecuación 2-10:

            



Calor Necesario para Calentar el Lecho

        Dónde: Trg = temperatura de regeneración [°F] Ti = temperatura inicial del lecho [°F]



              

Calor para Calentar el Acero

Para hallar las libras de acero se sigue la siguiente ecuación:

           Dónde: t = espesor de la lámina para la construcción de la torre D = diámetro seleccionado de la torre LS = longitud de la zona de saturación LMTZ = longitud de la zona de transferencia de masa

Se debe encontrar el valor del espesor de la lámina mediante la siguiente ecuación:

        



Donde por regla de la mano derecha la presión de diseño es igual al 110% de la presión de operación.

             

Por lo tanto las libras de acero serán:

Con los valores obtenidos anteriormente se puede calcular el calor necesario para calentar el acero.

         

Calor Perdido a la Atmosfera

Se consideran que son el 10% del total de la suma de los calores calculados anteriormente.

               

Por lo tanto el calor total necesario para la regeneración es:


3.5.6.


Caudal de Gas de Regeneración

El cálculo se realiza mediante la siguiente ecuación:

       Dónde: mrg = cantidad de gas de regeneración QT = calor total de regeneración necesario Cp = capacidad calorífica Thot = temperatura caliente Th = tiempo de calentamiento

Teniendo en cuenta que por regla de la mano derecha el tiempo de calentamiento es el 60% del tiempo de regeneración:

      Y que la temperatura caliente es 50° por encima de la temperatura de operación Thot=550°F. Para hallar la capacidad calorífica se deben encontrar las entalpias a la temperatura caliente y a la inicial y se realiza mediante la Figura 24-12 de la GPSA teniendo en cuenta el peso molecular del gas de regeneración de 17 lb/lbmol.



Figura 3-5. Grafica para determinar las entalpias

Fuente: Gas Processors Supply Associations (GPSA), Engineering Data Book, Section 20 – Dehydration,

12th. Ed.


Cap. 3: Ingeniería del Proyecto

                

Por lo tanto la capacidad calorífica definida de la siguiente manera se halla:

Con los datos anteriores se puede hallar el caudal de gas de regeneración:

)   (               

Es decir, el caudal mínimo para desorber los lechos es:

Pág. 89



3.6. Consideraciones de Diseño Es bueno tomar las siguientes consideraciones en los cálculos: 

Velocidad Superficial del Gas: Durante el ciclo de adsorción, la disminución de

la velocidad de flujo aumenta la capacidad del desecante para deshidratar el gas. 

Longitud y Espesor del Lecho: En su forma más simple un adsorbedor es una

torre cilíndrica llenada con el desecante sólido. 

Capacidad del Desecante: Razonable únicamente dentro del rango de presión,

temperatura y mecanismos de envejecimiento, composición. 

Longitud de la MTZ : La longitud de la MTZ depende de la composición del

gas, la tasa de flujo el valor de saturación relativa del agua en el gas, y de la capacidad de carga del desecante. 

Tiempo de Ruptura: El tiempo de ruptura o de irrupción para el agua formada



3.7. Resultados del Procedimiento de Calculo 3.7.1.

Datos del Proceso

Figura 3-6. Datos del proceso

Fuente: Elaboración propia con bases de los cálculos de la memoria descriptiva


Dónde:

Win = Contenido de agua en el gas de entrada Wout = Contenido de agua en el gas de salida

ΔHO

= Cantidad de agua a remover

Tr = Punto de rocío del gas de salida Ap = Approach Tra = Punto de rocío con approach Rgas = Relación del gas de entrada y salida Fracc H2O = Fracción de agua removida



Dónde:

Win = Contenido de agua en el gas de entrada Wout = Contenido de agua en el gas de salida

ΔHO

= Cantidad de agua a remover

Tr = Punto de rocío del gas de salida Ap = Approach Tra = Punto de rocío con approach Rgas = Relación del gas de entrada y salida Fracc H2O = Fracción de agua removida mWin = Flujo másico del agua de entrada mWout = Flujo másico del agua de salida

ΔmHO ρgas  Densidad del gas μg  Viscosidad del gas

= Flujo másico del agua retirada

Qgas = Caudal del gas

PM = Peso molecular

Z = Factor de compresibilidad

P = Presión de diseño

T = Temperatura de diseño



Dmin = Diámetro mínimo m = Flujo másico q = Caudal



P/L = Caída de presión a través del lecho

Vmax = Velocidad máxima Dselec = Diámetro seleccionado Vajust = Velocidad de ajuste Wr = Cantidad de agua a remover Css = Corrección por saturación de agua CT = Corrección por temperatura Ss = Cantidad de desecante LMTZ = Longitud de la zona de transferencia de masa

ρdesec

= Densidad del desecante

LS = Longitud de la zona de saturación LT = Longitud total del lecho Sst = Cantidad de desecante corregida

QT = Calor total de regeneración del lecho Qw = Calor para desorber el agua Qsi = Calor necesario para calentar el lecho Qst = Calor para calentar acero t = Espesor de la lámina para la construcción de la torre Qhl = Calor perdido a la atmosfera mrg = Cantidad de gas de regeneración th = Tiempo de calentamiento Qrg = Caudal mínimo para desorber los lechos



3.7.2.


Diagrama de Flujo del Proceso

Figura 3-7. Diagrama de flujo del proceso

Fuente: Elaboración propia



3.8. Balance de Masa y Energía Para realizar el balance de masa y energía, es utilizado el software de simulación Aspen Hysys 7.3 como referencia.

3.8.1.

Simulación del Proceso

Figura 3-8. Diagrama de flujo PFD del proceso – Unidad de Deshidratación



3.8. Balance de Masa y Energía Para realizar el balance de masa y energía, es utilizado el software de simulación Aspen Hysys 7.3 como referencia.

3.8.1.

Simulación del Proceso

Figura 3-8. Diagrama de flujo PFD del proceso – Unidad de Deshidratación

Fuente: Elaboración propia con uso del simulador Aspen Hysys


3.8.2.

Resumen de Resultados CORRIENTE: GAS HUMEDO

Caudal Temperatura

MMpcnd

1130

°F

89,93

Presion

psig

900

Contenido de agua

ppm

84,86

% molar

0,87841

Metano Etano

% molar

0,06310

Propano

% molar

0,02290

i-Butano

% molar

0,00363

n-Butano

% molar

0,00473

i-Pentano

% molar

0,00145

n-Pentano

% molar

0,00092

Hexano

% molar

0,00000

Heptanos+

% molar

0,00101

Nitrogeno

% molar

0,00491



3.8.2.


Resumen de Resultados CORRIENTE: GAS HUMEDO

Caudal

MMpcnd

1130

°F

89,93

Temperatura Presion

psig

900

Contenido de agua

ppm

84,86

% molar

0,87841

Metano Etano

% molar

0,06310

Propano

% molar

0,02290

i-Butano

% molar

0,00363

n-Butano

% molar

0,00473

i-Pentano

% molar

0,00145

n-Pentano

% molar

0,00092

Hexano

% molar

0,00000

Heptanos+

% molar

0,00101

Nitrogeno

% molar

0,00491

Dioxido de carbono

% molar

0,01890

Agua

% molar

0,00004

CORRIENTE: 103 Caudal

CORRIENTE: 104

MMpcnd

1172

Caudal

MMpcnd

°F

90

°F

90

Presion

psig

900

Presion

psig

900

Metano

% molar

0,87961

Metano

% molar

0,00000

Etano

% molar

0,06309

Etano

% molar

0,00000

Propano

% molar

0,02283

Propano

% molar

0,00000

i-Butano

% molar

0,00361

i-Butano

% molar

0,00000

n-Butano

% molar

0,00469

n-Butano

% molar

0,00000

Temperatura

Temperatura

1,488

i-Pentano

% molar

0,00143

i-Pentano

% molar

0,00000

n-Pentano

% molar

0,00091

n-Pentano

% molar

0,00000

Hexano

% molar

0,00000

Hexano

% molar

0,00000

Heptanos+

% molar

0,00000

Heptanos+

% molar

0,94017

Nitrogeno

% molar

0,00492

Nitrogeno

% molar

0,00000

Dioxido de carbono

% molar

0,01891

Dioxido de carbono

% molar

0,00000

Agua

% molar

0,00000

Agua

% molar

0,05983

CORRIENTE: 107 Caudal Temperatura

CORRIENTE: 108

MMpcnd

44,4

Caudal

°F

583,3

Temperatura

MMpcnd

45,88

°F

500

Presion

psig

995

Presion

psig

900

Metano

% molar

0,87961

Metano

% molar

0,85108

Etano

% molar

0,06309

Etano

% molar

0,06105

Propano

% molar

0,02283

Propano

% molar

0,02209

i-Butano

% molar

0,00361

i-Butano

% molar

0,00349

n-Butano

% molar

0,00469

n-Butano

% molar

0,00454

i-Pentano

% molar

0,00143

i-Pentano

% molar

0,00138

n-Pentano

% molar

0,00091

n-Pentano

% molar

0,00088

Hexano

% molar

0,00000

Hexano

% molar

0,00000

Heptanos+

% molar

0,00000

Heptanos+

% molar

0,03049

Nitrogeno

% molar

0,00492

Nitrogeno

% molar

0,00476

Dioxido de carbono

% molar

0,01891

Dioxido de carbono

% molar

0,01830

Agua

% molar

0,00000

Agua

% molar

0,00194



CORRIENTE: A UNIDAD DE EXTRACCION DE LIQUIDOS Caudal

MMpcnd

1128

°F

89,89

psig

898

Temperatura Presion Contenido de agua Metano

ppm

0,1

% molar

0,87961

Etano

% molar

0,06309

Propano

% molar

0,02283

i-Butano

% molar

0,00361

n-Butano

% molar

0,00469

i-Pentano

% molar

0,00143

n-Pentano

% molar

0,00091

Hexano

% molar

0,00000

Heptanos+

% molar

0,00000

Nitrogeno

% molar

0,00492

Dioxido de carbono

% molar

0,01891

Agua

% molar

0,00000 CORRIENTE: 109

CORRIENTE: GAS REGENERACION Caudal

MMpcnd

44,4

Caudal

°F

107,2

Temperatura

Temperatura

MMpcnd

45,88

°F

550

Presion

psig

1000

Presion

psig

1000

Metano

% molar

0,87961

Metano

% molar

0,85108

Etano

% molar

0,06309

Etano

% molar

0,06105

Propano

% molar

0,02283

Propano

% molar

0,02209

i-Butano

% molar

0,00361

i-Butano

% molar

0,00349

n-Butano

% molar

0,00469

n-Butano

% molar

0,00454

i-Pentano

% molar

0,00143

i-Pentano

% molar

0,00138

n-Pentano

% molar

0,00091

n-Pentano

% molar

0,00088

Hexano

% molar

0,00000

Hexano

% molar

0,00000

Heptanos+

% molar

0,00000

Heptanos+

% molar

0,03049

Nitrogeno

% molar

0,00492

Nitrogeno

% molar

0,00476

Dioxido de carbono

% molar

0,01891

Dioxido de carbono

% molar

0,01830

Agua

% molar

0,00000

Agua

% molar

0,00194

CORRIENTE: AL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA

CORRIENTE: 112 Caudal

MMpcnd

43,68

Caudal Temperatura

MMpcnd

2,203

°F

85,45

°F

90

Presion

psig

900

Presion

psig

995

Metano

% molar

0,88061

Metano

% molar

0,26545

Etano

% molar

0,06080

Etano

% molar

0,06589

% molar

0,05632

Temperatura

Propano

% molar

0,02037

Propano

i-Butano

% molar

0,00288

i-Butano

% molar

0,01550

% molar

0,02468

n-Butano

% molar

0,00352

n-Butano

i-Pentano

% molar

0,00086

i-Pentano

% molar

0,01169

n-Pentano

% molar

0,00050

n-Pentano

% molar

0,00839

Hexano

% molar

0,00000

Hexano

% molar

0,00000

Heptanos+

% molar

0,00590

Heptanos+

% molar

0,51817

Nitrogeno

% molar

0,00497

Nitrogeno

% molar

0,00058

Dioxido de carbono

% molar

0,01865

Dioxido de carbono

% molar

0,01130

Agua

% molar

0,00093

Agua

% molar

0,02204



3.9. Descripción del Proceso La deshidratación se realiza por medio de adsorción con tamices moleculares. El caudal nominal de alimentación a la planta es de 32MMmcnd. La unidad presenta cuatro deshidratadores conectados en paralelo, de los cuales tres permanecen en operación, mientras que uno en el ciclo de regeneración.

3.9.1.

Ciclo de Adsorción

La concentración máxima de agua que presenta la corriente de gas de entrada es 65 mg/m3 (4,06 lb/MMpcn). El gas de alimentación inicialmente es enviado a los filtros F-101 A/B. Estos son filtros coalescedores de alta eficiencia, que permiten proteger a los tamices moleculares tanto de partículas sólidas como gotas de líquido que pudieran estar presentes en el gas. Con el objetivo de evitar la formación de hielo e hidratos en la unidad de extracción de líquidos, la corriente de gas una vez filtrada, fluye en forma descendente por los Deshidratadores de Gas (V-101 A/B/C/D) que se encuentran en operación. En esta etapa, el vapor de agua presente en el gas es adsorbido en el tamiz molecular, colectándose una corriente de gas seco en la descarga de estos equipos. El gas deshidratado, fluye a través del Filtro de Gas Deshidratado (F-102 A/B), donde se remueven partículas que pudieron haberse arrastrado desde el tamiz molecular. De esta manera se protege a los equipos ubicados aguas abajo en el proceso. El gas seco y filtrado fluye a la unidad de extracción de líquidos. La concentración máxima de agua que presenta esta corriente es 0,1 ppm.


3.9.2.


Ciclo de Regeneración

La regeneración de los tamices moleculares se realiza utilizando una derivación del gas efluente del filtro F-102 A/B. El gas de regeneración primeramente se comprime en el Compresor de Gas de Regeneración, K-101 A/B, con el objetivo de impulsarlo en sentido ascendente a través de V-101 A/B/C/D. El gas comprimido es enviado al Calentador de Gas de Regeneración, E-101, donde adquiere la temperatura requerida para lograr la desorción del agua en el tamiz molecular. El calor requerido en este equipo es suministrado por el sistema de aceite térmico. El gas caliente fluye a través de los deshidratadores de gas regenerando el lecho. Luego, el tamiz es enfriado y permanece en stand by antes de ponerse en operación nuevamente. En esta etapa, el gas de regeneración fluye por el bypass del calentador de E-101. El gas de regeneración colectado en el tope de los deshidratadores es enfriado en el Aeroenfriador de Gas de Regeneración, A-101. La descarga de A-101, ingresa al Separador de Gas de Regeneración, V-102, donde se separa el agua que condensa y el gas. El agua obtenida, se envía al sistema de tratamiento de agua, mientras que el gas se reinyecta agua arriba del filtro F-101 A/B. La Unidad de Deshidratación presenta una fuente alternativa de gas de regeneración. La misma consiste en una derivación de la corriente de descarga de los Compresores de Gas Residual. Esta línea opera en el caso que el compresor permanezca fuera de servicio.

Capítulo 4: Análisis Económico

Pág. 100


Cap. 4: Análisis Económico Pág. 101

Capitulo 4 4.1. Introducción El análisis económico que se presenta a continuación tiene como fin, estimar el monto aproximado del costo de instalación del área de proceso de la unidad de deshidratación para la Planta de Gran Chaco. Cabe mencionar, que los precios de equipos principales tienen incluidos los costos de aislantes, bridas, codos, tés, cables eléctricos, válvulas y otros. Por tratarse el proyecto de una etapa de conceptualización, el rango de variación de los cálculos CAPEX/OPEX se tiene un rango de ±30%, por lo que si bien los resultados tienen una fuente y origen consistentes, estos son todavía preliminares y deben ser abordados de forma conservadora al momento de la toma de decisiones. El método de estimación de costos más aplicable en la etapa de conceptualización es el de estimación de estudio, que se basa en la determinación de costos de equipos mayores cuando se ha desarrollado los PFD’s preliminares con las especificaciones principales y

cuando se conoce la ubicación geográfica para la construcción de la planta.

4.2. Estimación de Costos de Inversión (Rango de variación 30%) Los costos de adquisición (FOB) de los equipos mayores de las unidades de deshidratación han sido estimados mediante la aplicación CapCost y datos obtenidos de planes de plantas de características similares. El CapCost utiliza algoritmos para estimar los costos aproximados de inversión para equipos de plantas de procesamiento de gas, en función a sus características, dimensiones, parámetros y variables de diseño. El cálculo de los costos fijos de inversión es efectuado aplicando rangos porcentuales convencionales utilizados en el método de estimación de costos basado en factores (Estimación de Estudio).



Es decir, que una vez determinado el costo de los equipos mayores proceso de un PFD, se aplican factores o rangos de factores que utiliza el método de estimación de costos de estudio para los demás componentes de la estructura CAPEX. En la siguiente página se determinan los costos de los principales equipos, utilizando el software CapCost el cual es capaz de realizar costos de equipos industriales orientados a la industria química.





4.3. Inversión Total La metodología aplicada para la estimación de los costos preliminares de inversión consiste en la determinación de costos de equipos mayores de proceso modularizados y equipos para su interconexión con los sistemas de utilidades y servicios auxiliares de la unidad, como ser energía eléctrica, aire de instrumento, gas combustible y otros. Los costos de los componentes directos e indirectos que involucra la implementación de la unidad se calculan en función del costo total de los equipos mayores aplicando rangos porcentuales convencionales para este tipo de proyectos. A continuación en la siguiente página son mostradas las estimaciones en porcentajes de lo que representan las distintas etapas necesarias para la procura y construcción del total de la unidad.





4.4. Flujo de Caja Para evaluar el flujo de caja de la unidad es necesario evaluar a toda la planta en su conjunto, y para ello se tendrá que dar una estimación del costo total de la planta ya instalada. Según datos brindados por el documento de YPFB el “Plan de Inversiones 2009 – 2015” se pretende invertir en la Planta de Gran Chaco $us 450 millones. Lo que significaría que según la estimación de costo de la unidad de deshidratación realizada en el presente proyecto de $us 3,5 millones representaría un 0,78% del total de la planta.

4.4.1.

Ingresos

Los ingresos netos que recibe la planta anualmente son determinados por la venta de GLP y Gasolina Natural y el precio de venta de cada uno de estos productos varía en función al mercado al que sea destinado.

4.4.1.1. Por Venta de GLP Según datos presentados por YPFB con una capacidad de procesamiento de 32 MMmcd la Planta de Gran Chaco producirá un estimado de 2037 Tmd GLP. Para el GLP, los ingresos son determinados en base a dos mercados. El mercado interno, que constituye la prioridad de venta de la planta y el mercado externo, a donde se destinara el excedente. Para el precio del GLP destinado al mercado interno, se consideran los decretos supremos D.S. No. 27660 y No. 27661 que establecen que el precio del GLP de plantas es de 260 $us/Tm.



Para el precio de GLP destinado al mercado externo, se toma como referencia el precio internacional de la región, al cual YPFB ha estado importando el último año y cuyo valor promedio es de 784 $us/Tm. [8] Debe considerarse también la proyección estadísticas que realizo YPFB en su “Plan de Inversiones 2009 – 2015”, donde se estima tener el siguiente comportamiento de la demanda nacional total vs la producción nacional total (Plantas + Refinerías) para los siguientes años. Figura 4-1. Proyección oferta – demanda de GLP

Fuente: YPFB Corporación, Plan de Inversiones 2009 – 2015.

En función a la oferta y demanda de GLP se realiza el siguiente cálculo de ingresos totales por venta de GLP, tomando en cuenta que del total de la producción de la planta se destinara el volumen correspondiente a la demanda insatisfecha para abastecer completamente el mercado interno, destinado el excedente al mercado externo más atractivo. 8

Precio considerado en base a la importación promedio de GLP mostrado en el Boletín Estadístico 2010 de YPFB Corporación.





4.4.1.2. Por Venta de Gasolina Natural Para los ingresos por venta de Gasolina Natural se considera que el total de la producción de la Planta de Gran Chaco es estimada en 2.087 Bpd, y tendrá como único destino el mercado interno, cuyo precio de venta a las refinerías es de 27,11

$us/Bbl. [9] Por lo tanto, se calcula de la siguiente manera:



4.4.1.2. Por Venta de Gasolina Natural Para los ingresos por venta de Gasolina Natural se considera que el total de la producción de la Planta de Gran Chaco es estimada en 2.087 Bpd, y tendrá como único destino el mercado interno, cuyo precio de venta a las refinerías es de 27,11

$us/Bbl. [9] Por lo tanto, se calcula de la siguiente manera:

9

Precio de venta basado en las condiciones de venta especificadas por la Gerencia Nacional de Separación de Licuables de YPFB.



Por lo tanto, los ingresos brutos por venta de GLP y Gasolina Natural son:

4.4.2.

Egresos

4.4.2.1. Costo de Materia Prima Debido a que en el proceso de extracción de licuables de la corriente de gas natural se le hace una reducción energética, para el cálculo del costo de materia prima se considera la diferencia entre el gas de alimentación a la planta y el gas residual con respectivos poderes caloríficos. El precio del gas que alimenta a la planta es precio al cual YPFB compra a las plantas de procesamiento de gas y cuyo valor fijo destinado a la exportación es 2,50 $us/MMBtu.



Cabe recordad en este punto que el precio considerado para el presente análisis no considera el precio de exportación a la Argentina debido a que ese precio pertenece a otra unidad de negocio de YPFB.



4.4.2.2. Gastos Operativos Los costos de operación directos e indirectos fueron determinados en base a datos de plantas de procesamiento de gas natural similares (San Alberto, Margarita y Vuelta Grande) aplicando porcentajes típicos de costos para las características de la planta. Los costos de cambio de tamiz también se encuentran dentro de esta tabla:

4.4.2.3. Gastos Generales y Administrativos



4.4.2.4. Impuestos El régimen impositivo vigente en el país está conformado por los siguientes impuestos: 

Impuesto al Valor Agregado, IVA = 13%



Impuesto a las Transacciones Financieras, ITF = 3%



Impuesto a las Utilidades, IU = 25%

Además, la ley de hidrocarburos No. 3058 da incentivos a los proyectos de industrialización de gas y recuperación de licuables instalados en territorio nacional. Los cuales podemos resumir así: 

No se paga al gravamen arancelario, ni impuesto al valor agregado de importación.



No se paga el impuesto a las utilidades de las empresas por un periodo de 8 años a partir del inicio de operaciones.







Se otorgan terrenos fiscales en usufructuó. No se paga el impuesto de bienes inmuebles. Condición: El inversionista debe tener forma constitutiva, participativa o asociativa de acuerdo a ley.



Por tanto, para realizar el flujo de caja evaluamos los ingresos netos por venta de productos (Venta de GLP y Gasolina Natural menos el Costo por reducción energética del gas procesado) y los egresos totales que corresponden a la suma de los gastos operativos, administrativos y los impuestos pagados.



De esta manera y considerando que la inversión total de la planta es de aproximadamente 450 MM$us, realizamos el flujo de caja para los 20 años de vida útil de la planta:


4.4.3.


Indicadores de Evaluación Económicos del Proyecto

4.4.3.1. Valor Actual Neto Se define como la sumatoria de los beneficios actualizados de un proyecto a una tasa de actualización determinada por el costo de oportunidad del capital. El interés que se considera es aquel del sistema bancario en Bolivia.

        Dónde: VAN = Valor Actual Neto FN = Flujo Neto Anual i = Tasa de Actualización

4.4.3.2. Tasa Interna de Retorno Se define como la tasa de rendimiento financiero del proyecto. El TIR es aquella tasa de actualización que aplicado al flujo neto hace que el VAN sea cero.

                

Dónde:

TIR = Tasa Interna de Retorno

4.4.3.3. Periodo de Recuperación Inicial Es el tiempo en el cual se recupera la inversión total a partir del flujo neto del proyecto. Se lo calculo como sigue:

     



 ∑       Dónde: TR = Tiempo de Recuperación del Capital FNPromedio = Flujo Neto Promedio Anual

Bajo las siguientes condiciones de financiamiento se elaboró la siguiente tabla de cálculos donde se muestra la tasa de retorno anual (ROI) y el Valor Actual Neto (VAN).



De donde se obtuvo los siguientes resultados: 

VAN: 5.598 MM$us (Lo cual indica que con la inversión total realizada en 20 años se habrán realizado MM$us de utilidades).



TIR: 90 % (Lo cual indica que el proyecto rinde un % de interés que si el monto de inversión hubiera quedado en el banco).



PRI: 2 años (A partir del primer año de operación).

El análisis económico del proyecto de implementación de una “Planta de Separación de Licuables de Gran Chaco” permite determinar un periodo de recuperación de una

inversión de 450 MM$us en un tiempo de años desde el inicio de operación de la planta. Este indicador proporciona suficiente sustento para la ejecución del proyecto. El VAN (Valor Actual Neto) para la unidad de deshidratación será dada, expresando el porcentaje que representa la unidad del total de la planta. El valor total expresado en la sección 4.3 (3,5 MM$us) representa un 0,78% del valor total de la planta (450 MM$us). Por tanto, aplicando el valor porcentual de la unidad se tendría:



De esta manera se obtiene el VAN = 43,54 MM$us para la Unidad de deshidratación.



Capítulo 5: Conclusiones y Recomendaciones


Cap. 5: Conclusiones y Recomendaciones Pág. 121

Capitulo 5 5.1. Conclusiones Con la implementación del presente proyecto se logra obtener un diseño de deshidratación con la utilización de desecantes con Tamiz molecular que consta de cuatro torres de deshidratadoras con capacidad de 380 MMpcd cada una, logrando secar al gas desde 84,86 ppm a 0,1 ppm. Con el contenido de agua logrado a la salida de la unidad de deshidratación se obtiene un punto de roció de -150°F. Una vez obtenidas estas propiedades, el gas cuenta con las especificaciones requeridas con respecto al contenido de agua y punto de roció. Mediante el análisis económico se logra estimar con un rango de variación de ±30% el costo de la unidad de deshidratación de 3,5 MM$us. Además mediante una evaluación económica se logra obtener un VAN de 43,54 MM$us, un TIR de 90% y un PRI de 2 años. Concluyendo que el proyecto es viable económicamente y técnicamente.

5.2. Recomendaciones Se recomienda realizar un dimensionamiento de la unidad más exhaustivo, que permita describir con mayor exactitud los equipos menores. Se recomienda realizar un estudio que facilite la idea de la complejidad del sistema de válvulas, utilizando un microprocesador (PLC) para controlar la secuencia de operación. Se recomienda un estudio de costos, que contemple el costo de los equipos mayores y menores donde se considere los precios de por lo menos tres empresas proveedoras de equipos de proceso.

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Pág. 122

Anexos Anexo. Workbook – Planta de Gran Chaco

Pág. 123


Anexos Pág. 124


Anexos Pág. 125


Anexos Pág. 126

Diseño de la Unidad de Deshidratación por Adsorción con Tamiz Molecular para la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco

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