I
CARÁTULA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA ESCUELA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
Tema: “DESHIDRATACIÓN DEL GAS POR ADSORCIÓN CON TAMICES MOLECULARES”
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA EN PETRÓLEOS
Autor: Viviana Araceli Muñoz Perugachi Director de tesis: Ing. Luis Calle
Quito – Ecuador 2009
II
DECLARACIÓN
Del contenido de la presente tesis se responsabiliza a la señorita VIVIANA ARACELI MUÑOZ PERUGACHI, todo el contenido del presente trabajo es de mi autoría y responsabilidad.
Viviana Araceli Muñoz Perugachi
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que la presente tesis de grado fue desarrollada en su totalidad por la señorita VIVIANA ARACELI MUÑOZ PERUGACHI.
Ing. Luis Calle DIRECTOR DE TESIS
IV
Carta
V
AGRADECIMIENTO
Al presentar mi tesis quiero agradecer A DIOS por permitirme culminar una de mis metas propuestas.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, en especial al Ing. Jorge Viteri Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería ya que ha sido un pilar muy importante para la carrera de Tecnología en Petróleos.
A mis maestros que con sus conocimientos han permitido mi desarrollo académico.
Al Ing. Luis Calle por dirigirme y brindarme su valioso apoyo para la realización de mi tesis de grado de igual manera a la Ingeniera Patricia Casco por su gran colaboración.
Viviana Araceli Muñoz Perugachi.
VI
DEDICATORIA
Dedico este trabajo a mi madre Susana Perugachi por haberme dado el apoyo incondicional para continuar y culminar mis estudios, por inculcarme valores que me han permitido tener una lado humano valioso y a la vez ser mi inspiración a lo largo de mi desarrollo académico.
De igual manera a mi hermana Jadira Muñoz por su gran apoyo y a mi sobrina Nicole Muñoz.
Viviana Araceli Muñoz Perugachi.
VII
ÍNDICE DE CONTENIDO CARÁTULA .................................................................................................................... II DECLARACIÓN ............................................................................................................ III CERTIFICACIÓN ..........................................................................................................IV CARTA ............................................................................................................................ V AGRADECIMIENTO ....................................................................................................VI DEDICATORIA ........................................................................................................... VII ÍNDICE DE FIGÚRAS................................................................................................. XII ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XIV ÍNDICE DE FÓRMULAS ........................................................................................... XIV NOMENCLATURA ..................................................................................................... XV SUMMARY .............................................................................................................. XVIII ÍNDICE GENERAL CAPÍTULO I.................................................................................................................... 1 1. INTRODUCCIÓN. ....................................................................................................... 1 VIII
1.1.
OBJETIVO GENERAL....................................................................................2
1.2.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS............................................................................2
1.4. IDEA A DEFENDER. ........................................................................................... 2 1.5. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES E INDICADORES. .................................3 1.5.1. Variables Independientes. ............................................................................... 3 1.5.2. Variables Dependientes. .................................................................................. 3 1.6. METODOLOGÍA: .................................................................................................3 1.6.1. Métodos de Investigación. ..............................................................................3 1.6.2. Técnicas de Investigación. .............................................................................. 4 CAPÍTULO II ................................................................................................................... 5 2. INTRODUCCIÓN DEL GAS. ..................................................................................... 5 2.1. FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL. .......................................6 2.1.1. Clasificación de los yacimientos de gas..........................................................7 2.2. GAS........................................................................................................................9 2.3. DESCRIPCION DEL GAS..................................................................................14 2.3.1. Comportamiento de los gases........................................................................18 2.3.2. Gas natural y Gas licuado. ............................................................................19 2.4.2. Tratamiento. .................................................................................................. 25 2.4.3. Deshidratación. ............................................................................................. 27 2.4.4. Otros procesos. .............................................................................................. 30 2.5. TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO.........................................................31 2.5.1. Tanques de almacenamiento del GNL. .........................................................32 2.5.2. Transporte por gasoductos. ........................................................................... 33 IX
CAPÍTULO III ................................................................................................................34 3. TRATAMIENTO DEL GAS. .................................................................................... 34 3.2. DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL. ...................................................36 3.2.1. Deshidratación del gas natural por adsorción. .............................................. 37 3.3. DESHIDRATACIÓN DEL GAS CON TAMICES MOLECULARES. .............37 3.3.1. Definición de los tamices moleculares. ........................................................38 3.3.2. Historia Tamices moleculares. ......................................................................41 3.3.3. Zeolitas..........................................................................................................44 3.3.4. Características de los tamices moleculares. ..................................................52 3.3.5. Aplicaciones de los tamices. ......................................................................... 52 3.4. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR TAMICES MOLECULARES. ...................................................................................................... 53 3.4.1. Variables que afectan el proceso de deshidratación.....................................53 3.5. REGENERACIÓN...............................................................................................54 3.5.1. Gas para la regeneración. .............................................................................. 55 3.5.2. Ciclo de regeneración....................................................................................55 3.6. CONDICIONES PRÁCTICAS DE UNA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN (TAMICES MOLECULARES) ................................................. 56 3.7.
FORMACIÓN Y CONTROL DE HIDRATOS. ............................................65
3.7.1. Formación de hidratos. ..................................................................................65 3.7.2. Condiciones para la Formación de Hidratos. ................................................66 3.7.3.
Implicaciones Industriales de la Formación de Hidratos. .......................66
3.7.4. Control de Hidratos. ...................................................................................... 68 X
3.7.5. Motivos para Evitar la Formación de Hidratos. ............................................69 3.7.6. Tratamiento Correcto para Prevenir la Formación de Hidratos. ...................69 CAPÍTULO IV................................................................................................................ 71 4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO............................................................................ 71 4.1. ALCANCE GEOGRÁFICO. ............................................................................... 71 4.2. ESQUEMA DE INDUSTRIALIZACIÓN...........................................................71 4.3. DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES Y PROCESOS. ....................................72 4.3.1 PLANTA DE GAS DE SHUSHUFINDI.......................................................72 4.3.2. Diagrama de flujo de la planta de gas Shushufindi. ......................................75 4.4. CAPTACIÓN DEL GAS DE CARGA................................................................77 4.4.1. Pre-enfriamiento de la carga. ........................................................................78 4.4.2. Proceso de la planta.......................................................................................81 4.4.3. Deshidratación. ............................................................................................. 83 4.4.4. Refrigeración de gas y líquidos. .................................................................... 88 4.4.5. Destilación fraccionada. ................................................................................ 90 4.5. TANQUERÍA Y ESFERAS DE ALMACENAMIENTO EXISTENTES. ......... 96 4.5.1. Planta de gas – capacidad de almacenamiento..............................................97 CAPÍTULO V .................................................................................................................99 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.......................................................... 99 5.1. CONCLUSIONES. .............................................................................................. 99 5.2. RECOMENDACIONES....................................................................................100 XI
CITAS BIBLIOGRÁFICAS. ........................................................................................ 101 BIBLIOGRAFÍA. ......................................................................................................... 103 ANEXO Nº- 1: DIAGRAMA DE LA DESHIDRATACIÓN DEL GAS. ................... 104 ANEXO Nº- 2: DIAGRAMA DE LA DESHIDRATACIÓN DE LÍQUIDOS. ........... 105 ANEXO Nº- 3: DIAGRAMA DEL GAS DE REGENERACIÓN. .............................. 106 ANEXO Nº- 4: PRE-ENFRIAMIENTO DEL LÍQUIDO Y SEPARACIÓN DEL GASLÍQUIDO. ..................................................................................................................... 107 ANEXO Nº- 5: CLARIFICACIÓN DE AGUA. .......................................................... 108 ANEXO Nº- 6: DIAGRAMAS DEL DESETANIZADOR.......................................... 109 ANEXO Nº- 7: DEBUTANIZADORA. ....................................................................... 110 ANEXO Nº- 8: DESPROPANIZADORA.................................................................... 111 ANEXO Nº- 9: DESHIDRATACIÓN Y REGENERACIÓN DEL GAS. ................... 112
XII
ÍNDICE DE FIGURAS
Nº1
Pág.
Descripción Diagrama de fases……….……………………………………... 9 Representación en porcentaje de la composición típica del gas
2
natural………………………………………............................... 18 Representación en porcentaje de los componentes del gas
3
asociado ……………………………………………………....
21
4
Formación del gas…………………………………………….
25
5
Licuefacción y Almacenamiento………………………………
27
6
Proceso de Deshidratación y Filtrado …………………………
28
7
Esferas de almacenamiento de gas…………………………….
33
8
Estructura de una Zeolita.……………………………………………. 44
9
Hidratos…………………………………………................................. 65
10
Moléculas para la formación de hidratos………………………
67
11
Contenido de agua……………………………………………...
70
12
Proceso de enfriamiento de gas………………………………..
79
13
Proceso de deshidratación del gas……………………………..
85
14
Separador frío………………………………………………….
89
15
Desetanizador…………………………………………………..
92
16
Vista general de la función del desetanizador………………….
95
17
Esferas………………………………………………………….
98
XIII
ÍNDICE DE TABLAS Nº-
Descripción
Pág.
1
Clasificación de los gases………………………………………….
10
2
Componentes del gas natural………………………………………
11
3
Composición y rango Típica del Gas Natural……………………..
17
4
Desecantes comunes………………………………….....................
38
5
Calor sensible………………….......................................................
61
6
Unidades operativas de gas………………………………………..
71
ÍNDICE DE FÓRMULAS Nº-
Descripción
1
Fórmula general de la zeolita………………………………………..
43
2
Peso molecular del gas……………………………………………..
57
3
Gravedad específica del gas natural………………………………..
58
4
Gravedad específica del gas natural como gas ideal………………
58
5
Poder calorífico del gas…..…………………………………...……
60
6
Contenido del líquido ………………….……………………..……
63
7
Contenido de vapor de agua……………………………………….
64
XIV
Pág.
NOMENCLATURA BTU/SCF: Unidad térmica británica por pie cúbico estándar cc: Centímetros cúbicos cP: Centipoise Cp : Presión constante (Calor específico) Cv: Volúmen constante (Calor específico) Gal: Galones GNL: Gas natural licuado GPL: Gas de petróleo licuado GNC: Gas natural comprimido GOR: Relación gas petróleo- Petróleo de producción GPM: Galones por minuto LPB: Libras por cada barril lpc: Libras pie cuadrado (medida de Presión) LPG: Libras por galón mPa: Milipascal MJ/m³: Megajulio por metro cúbico MMscf: Millones de pies cúbicos estándar MMPCN: Millones de pies cúbicos normales MMPCND: Millones de pies cúbicos normales día MMBBL: Millones de barriles. MMBTU: Millones de unidades térmicas Británicas. MMPCS/D: Millones de pies cúbicos estándar por día. MMPCS: Millones de pies cúbicos estándar. XV
m³/día: Newton metro cubico por día PC: Pies cúbico PCD: Pies cúbicos por día PPB: Libras por barril PPG: Libras por cada galón PPM: Partes por millón PSI: Libras por pulgada cuadrada PSV: sobre-presiones por válvulas Qt: Un cuarto de galón SCF/BBL: Pie cúbico estándar por barriles SCF/día: Pie cúbico estándar por día STD: Estándar STB: Barriles a condiciones estándar Vg: Volúmen específico del gas natural.
XVI
RESUMEN
El presente trabajo es realizado con el propósito de conocer los beneficios obtenidos al deshidratar el gas natural por adsorción con tamices moleculares. Con el proceso de deshidratación se eliminara el agua que se encuentra asociada con el gas, se disminuye la corrosión en las líneas de flujo alargando su vida útil, facilitándose el transporte de gas, se evita la formación de hidratos y se reduce la acumulación de líquidos en las partes bajas de las tuberías.
La planta de gas Shushufindi está diseñada para procesar 500 toneladas métricas diarias de gas doméstico o industrial, utilizando como materia prima el gas natural de los campos petroleros Libertador, Secoya y Shushufindi, mediante el proceso de deshidratación por adsorción con tamices moleculares se logrará cumplir con las especificaciones del contenido de agua en el gas para su venta (4 o 7 lb de agua/millón de pie cúbico de gas).
XVII
SUMMARY
The present work is carried out in order to know the benefits of the dehydrating the natural gas by adsorption with molecular sieves. . With this process we will removing water that is associated with gas, reduce corrosion in the flow lines extending its useful life, we will facilitate the transportation of gas, prevent the formation of hydrate and reduce the accumulation of fluid in the parts low pipes.
The gas plant Shushufindi this designed to process 500 tons metric daily of domestic or industrial gas, using like raw material the natural gas of the oil fields Liberating, Secoya and Shushufindi, by means of the process of dehydration by adsorption with molecular sieves would be managed to fulfill the specifications of the water content in the gas for its sale (4 or 7 lb of water/million standing up cubical one of gas).
XVIII
CAPÍTULO I
CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN.
El gas natural, o el gas asociado por lo general contienen agua líquida o en forma de vapor. La experiencia operativa y exhaustiva de ingeniería ha demostrado que es necesario reducir y controlar el contenido de agua presente en el gas para garantizar la seguridad en el tratamiento y su transporte.
En el primer capítulo se plantea el tema y se determina los objetivos que se pretende alcanzar, de tal manera podremos justificar las razones por las cuales se realiza el trabajo. El segundo capítulo describe la introducción del gas, el comportamiento de los gases una descripción de su origen, componentes, propiedades y operaciones de transformación del gas natural. El tercer capítulo menciona el tratamiento del gas por adsorción con tamices moleculares, ya que el gas natural extraídos de yacimientos generalmente contiene agua la misma que puede causar formación de hidratos, taponamientos, y corrosión por lo que es necesario eliminar el agua. El cuarto capítulo trata sobre la descripción del proceso y equipos de industrialización usados para la deshidratación del gas en el CIS (Complejo Industrial Shushufindi). Finalmente en el quinto capítulo se analiza los resultados de todo el trabajo para determinar conclusiones y recomendaciones.
1
1.1.OBJETIVO GENERAL. Deshidratar el gas mediante el proceso de adsorción con tamices moleculares para prevenir problemas en el tratamiento y el transporte del gas.
1.2.OBJETIVOS ESPECÍFICOS. •
Analizar y realizar la deshidratación del gas por adsorción adecuadamente para asegurar una operación eficiente.
•
Prevenir la formación de hidratos con el fin de disminuir la corrosión en las tuberías mejorando la eficiencia en las mismas y evitaremos taponamientos en tuberías o incluso válvulas de gasoductos.
•
Eliminar el excedente de agua presente en la corriente gaseosa.
•
Eliminar el agua del gas a un valor admisible de 4 o 7 libras H 2O por MMscf.
1.4. IDEA A DEFENDER. Si obtenemos un buen proceso para deshidratar el gas podremos llevarlo a través de las líneas de flujo ya que se removerá la mayor parte de agua previniendo la formación de hidratos del gas conservando de esta manera la vida útil de los equipos y una buena obtención de GLP.
2
1.5. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES E INDICADORES. A continuación se indica las variables e indicadores respecto al tema.
1.5.1. Variables Independientes. Elementos y principales factores que están presentes en la deshidratación del gas
1.5.2. Variables Dependientes. • Contenido de humedad en el gas. • Tiempo de deshidratado. • Condiciones y componentes del gas.
1.6. METODOLOGÍA: A continuación se indicará el método aplicado en la investigación realizada.
1.6.1. Métodos de Investigación. El presente trabajo se desarrolló basándose en el MÉTODO DEDUCTIVO, este método consiste en la observación en el campo siendo el punto de partida la investigación teórica. Este método es importante para el planteamiento del problema, lo que lleva a emitir alguna hipótesis o suposición de la que se intenta extraer una consecuencia, para ello es necesario plantear los objetivos y una investigación profunda para sacar una conclusión.
3
1.6.2. Técnicas de Investigación.
Revisión de documentos en la planta de gas en el Complejo Industrial Shushufindi.
Revisión de literatura especificada.
Informes de los tipos de sólidos secantes (mallas Moleculares) existentes en el mercado
Visita al campo.
Manuales.
Libros.
Información de Internet.
4
CAPÍTULO II
CAPÍTULO II 2. INTRODUCCIÓN DEL GAS. El gas natural se llama "asociado" cuando en el yacimiento aparece el gas acompañado de petróleo, también podemos encontrar gas natural "no asociado" cuando está acompañado únicamente por pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases.
La composición del gas natural incluye variedad de hidrocarburos gaseosos, con predominio del metano, y en proporciones menores etano, propano, butano, pentano y pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y nitrógeno. La composición del gas varía según el yacimiento.
En general, la corriente de gas natural traída desde el pozo posee impurezas o contaminantes por lo que es necesario tratar este gas para mejorar su calidad, el agua va a ser nuestro interés, ya que este componente causará daño en los equipos ya sea por la presencia de hidratos causando taponamientos o corrosión, afectará también en el poder calorífico del gas. Por lo que el agua es considerada como una sustancia indeseable y debe eliminarse del gas natural a través de los procesos de acondicionamiento. Estos procesos, consisten en la separación de los compuestos presentes en el gas, hasta alcanzar el cumplimiento de las especificaciones recomendadas por las normas, para el procesamiento, transporte o venta del gas o líquidos asociados.
Los procesos de acondicionamiento del gas natural se realizan en dos etapas principales: Deshidratación y Recuperación de Líquidos Condensados. 5
En la etapa de deshidratación la mayor parte del agua contenida en la corriente gaseosa es removida mediante un proceso de adsorción con tamices moleculares como medio adsorbente para lograr cumplir con el requerimiento del contenido de agua hasta alcanzar valores de 0,1 ppm (partes por millón)/MMPCS/D (Millón de pie cúbico estándar por día), a través de la instalación de un paquete de tamices moleculares, permitiendo así lograr el cumplimiento de las especificaciones de calidad del gas a venta.
En la etapa de recuperación de líquidos condensados se remueven los hidrocarburos más pesados presentes en la corriente de gas natural mediante una serie de etapas de enfriamiento y separación.
2.1. FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL. Los crudos de petróleo y los gases naturales son mezclas de moléculas de hidrocarburos (compuestos orgánicos de átomos de carbono e hidrógeno) que contienen de 1 a 60 átomos de carbono. Las propiedades de estos hidrocarburos dependen del número y de la disposición de los átomos de carbono e hidrógeno en sus moléculas. La molécula básica de hidrocarburo consta de 1 átomo de carbono unido a 4 átomos de hidrógeno (metano).
Todas las demás variedades de hidrocarburos de petróleo se forman a partir de esta molécula. Los hidrocarburos que tienen hasta 4 átomos de carbono suelen ser gases; si tienen entre 5 y 19, son generalmente líquidos, y cuanto tienen 20 o más, son sólidos. 6
Además de hidrocarburos, los crudos de petróleo y los gases naturales contienen compuestos de azufre, nitrógeno y oxígeno, junto con trazas de metales y otros elementos. Se cree que el petróleo y el gas natural se formaron a lo largo de millones de años por la descomposición de la vegetación y de organismos marinos, comprimidos bajo el peso de la sedimentación.
Al ser el petróleo y el gas más ligeros que el agua, ascendieron y llenaron los huecos creados en estas formaciones superpuestas. El movimiento ascendente cesó cuando el petróleo y el gas alcanzaron estratos densos e impermeables superpuestos o roca no porosa.
El petróleo y el gas llenaron los huecos de los mantos de roca porosa y los yacimientos subterráneos naturales, como las arenas saturadas, situándose debajo petróleo, más pesado, y encima el gas, más ligero. Originalmente, estos huecos eran horizontales, pero el desplazamiento de la corteza terrestre creó bolsas, denominadas fallas, anticlinales, domos salinos y trampas estratigráficas, donde el petróleo y el gas se acumularon en yacimientos
(1)
.
2.1.1. Clasificación de los yacimientos de gas. Los yacimientos de gas son los siguientes.
7
2.1.1.1. Yacimientos de gas seco. Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén.
Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentérmica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios, estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie.
Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas más pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido.
2.1.1.2. Yacimiento de gas condensado. Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no evaporizarse al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrógrada, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un líquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos
(2)
.
8
FIGURA Nº- 1: Diagramas de fases.
Fuente: REPSOL YPF Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
2.2. GAS Se denomina gas al estado de agregación de la materia que no tiene forma ni volúmen propio. Su principal composición son moléculas no unidas, expandidas y con poca fuerza de atracción, haciendo que no tengan volúmen y forma definida, provocando que este se expanda para ocupar todo el volúmen del recipiente que la contiene, con respecto a los gases las fuerzas gravitatorias y de atracción entre partículas resultan insignificantes.
También puede ser considerado como sinónimo de vapor, aunque no hay que confundir sus conceptos, ya que el término de vapor se refiere estrictamente para aquel gas que se puede condensar por presurización a temperatura constante. Gas sustancia es uno de los tres estados diferentes de la materia ordinaria, que son el sólido, el líquido y el gaseoso. Los sólidos tienen una forma bien definida y son difíciles de comprimir.
9
Los líquidos fluyen libremente y están limitados por superficies que forman por sí solos. Los gases se expanden libremente hasta llenar el recipiente que los contiene, y su densidad es mucho menor que la de los líquidos y sólidos, en la Tabla 1 observamos como clasificar a los gases por su composición
( 3)
.
Tabla Nº- 1: Clasificación de los gases. Componente
Nomenclatura
Composición (%) Estado Natural
Metano
CH4
95,08
Gas
Etano
C2H4
2,14
Gas
Propano
C3H8
0,29
Gas licuable (GLP)
Butano
C4H10
0,11
Gas licuable (GLP)
Pentano
C5H12
0,04
líquido
Hexano
C6H14
0,01
líquido
Nitrógeno
N2
1,94
Gas
Gas Carbónico
CO2
0,39
Gas
Fuente: AGN CHILE Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
Los combustibles gaseosos están formados principalmente por hidrocarburos. Las propiedades de los diferentes gases dependen del número y disposición de los átomos de carbono e hidrógeno de sus moléculas. Además de sus componentes combustibles, la mayoría de estos gases contienen cantidades variables de nitrógeno y agua.
10
- Gas natural: extraído de yacimientos subterráneos de gas, y objeto principal de este trabajo.
- Gas licuado de petróleo: (GLP), mezcla de gases licuados, sobre todo propano o butano. El GLP se obtiene a partir de gas natural o petróleo.
La siguiente tabla muestra los componentes principales del gas natural, estos varían según el yacimiento
(4)
:
Tabla Nº- 2: Componentes del gas natural. Componente
%
Componente
%
Metano
95,0812
i-pentano
0,0152
Etano
2,1384
Benceno
0,0050
Propano
0,2886
Ciclohexano
0,0050
n-butano
0,0842
Nitrógeno
1,9396
i-butano
0,0326
CO2
0,3854
n-pentano
0,0124
Otros
0,0124
Fuente: AGN CHILE Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
11
Las propiedades del gas natural según la composición indicada en la tabla 2, son las siguientes: Densidad: 0,753 kg/m ³ Poder calorífico: 9,032 Kcal/m ³ Cp: presión constante (calor específico): 8,57 cal/mol °C Cv: volúmen constante (calor específico): 6,56 cal/mol °C
A continuación se detallan los componentes presentes en el gas;
-
Metano.
Llamado gas de los pantanos, hidrocarburo de fórmula CH 4, el primer miembro de la serie de los alcanos. Es más ligero que el aire, incoloro, inodoro e inflamable. Se encuentra en el gas natural, como en el gas grisú de las minas de carbón, en los procesos de las refinerías de petróleo, y como producto de la descomposición de la materia en los pantanos.
-
Etano.
Gas incoloro e inflamable, hidrocarburo de fórmula C 2H6, el segundo miembro de la serie de los alcanos.
-
Eteno o Etileno.
El eteno es un hidrocarburo de fórmula C 2H4, el miembro más simple de la clase de compuestos orgánicos llamados alquenos. Es un gas incoloro, con un olor ligeramente dulce, arde con una llama brillante, es ligeramente soluble en agua. 12
-
Propano.
El tercer hidrocarburo de la serie de los alcanos, de fórmula C 3H8. Gas incoloro e inodoro. Se encuentra en el petróleo en crudo, en el gas natural y como producto derivado del refinado del petróleo. El propano no reacciona vigorosamente a temperatura ambiente, pero a temperaturas más altas, arde en contacto con el aire.
-
Butano.
Cualquiera de los dos hidrocarburos saturados o alcanos, de fórmula química C 4H10, en ambos compuestos, los átomos de carbono se encuentran unidos formando una cadena abierta. En el n-butano (normal), la cadena es continua y sin ramificaciones, mientras que en el i-butano (iso), o metilpropano, uno de los átomos de carbono forma una ramificación lateral.
Esta diferencia de estructura es la causa de las distintas propiedades que presentan. El n butano y el i-butano están presentes en el gas natural, en el petróleo y en los gases de las refinerías. Poseen una baja reactividad química a temperatura normal, pero arden con facilidad al quemarse en el aire o con oxígeno.
-
Pentano.
Quinto miembro de los alcanos, de fórmula química C 5H12, se presenta con dos configuraciones el n-pentano y el i-pentano.
13
-
Benceno.
Líquido incoloro de olor característico y sabor a quemado, de fórmula C6H6, en estado puro arde con una llama humeante debido a su alto contenido de carbono. Sus vapores son explosivos, y el líquido es violentamente inflamable.
-
Ciclohexano.
Líquido volátil e incoloro con olor penetrante, de fórmula C6H12, que acompaña al gas natural.
2.3. DESCRIPCION DEL GAS. Como indica el manual de Prospección, Perforación y Producción de Richard S. Kraus. Pág.5: El gas natural es la fuente de energía fósil que ha conocido el mayor avance desde los años 70 y representa actualmente la quinta parte del consumo energético mundial.
Gracias a sus ventajas económicas y ecológicas, el gas natural resulta cada día más atractivo para muchos países. Las características de este producto, como por ejemplo su reducido intervalo de combustión, hacen de esta fuente de energía una de las más seguras del momento. En la actualidad es la segunda fuente de energía de mayor utilización después del petróleo. Según EIA, departamento norteamericano de la energía. El gas natural presenta una ventaja competitiva frente las otras fuentes de energía pues, solamente alrededor del 10% del gas natural producido se pierde antes de llegar al consumidor final. Además los avances tecnológicos mejoran constantemente la eficacia 14
de las técnicas de extracción, de transporte y de almacenamiento así como el rendimiento energético de los equipos que funcionan con gas natural.
El gas natural es considerado como uno de los combustibles fósiles más limpios y respetuosos con el medio ambiente. Su ventaja comparativa en materia ambiental en comparación con el carbón o con el petróleo reside en el hecho de que las emisiones de dióxido de azufre son ínfimas y que los niveles de óxido nitroso y de dióxido de carbono son menores. Una mayor utilización de esta fuente de energía permitiría particularmente limitar los impactos negativos sobre el medio ambiente.
El gas natural es incoloro, inodoro, insípido, sin forma particular y más ligero que el aire. Se presenta en su forma gaseosa por debajo de los -161ºC. Por razones de seguridad, se le añade mercaptan, un agente químico que le da un olor a huevo podrido, con el propósito de detectar una posible fuga de gas.
La composición de los gases de hidrocarburos de origen natural es similar a la de los crudos de petróleo, en el sentido de que contienen una mezcla de diferentes moléculas de hidrocarburos que depende de su origen. El gas natural es una mezcla de hidrocarburos ligeros compuesto principalmente de metano, etano, propano, butanos y pentanos. Otros componentes tales como el CO2, el helio, el sulfuro de hidrógeno y el nitrógeno se encuentran también en el gas natural. Además, por su densidad de 0.60, inferior a la del aire (1,00), el gas natural tiene tendencia a elevarse y puede, consecuentemente, desaparecer fácilmente del sitio donde se encuentra por cualquier grieta. 15
El gas natural está presente por todo el mundo, ya sea en los depósitos situados en las profundidades de la superficie terrestre, o en los océanos. Las napas de gas pueden formarse encima de los depósitos de petróleo bruto, o estar atrapadas en las rocas porosas. El gas es llamado "asociado" cuando se encuentra en presencia de petróleo bruto y "no asociado" cuando se encuentra solo.
A una presión atmosférica normal, si el gas natural se enfría a una temperatura de 161°C aproximadamente, se condensa bajo la forma de un líquido llamado gas natural licuado (GNL). Un volumen de este líquido ocupa casi 600 veces menos espacio que el gas natural y es dos veces menos pesado que el agua (45% aproximadamente). Es inodoro, incoloro, no es corrosivo ni tóxico .Cuando se evapora se quema solamente en concentraciones del % al 15% mezclado con el aire. Ni el GNL ni su vapor pueden explotar al aire libre. Puesto que el gas natural licuado ocupa menos espacio, el gas natural se licúa para facilitar su transporte y almacenaje.
Los gases naturales que contienen más de 50 g/m3 de hidrocarburos con moléculas de tres o más átomos de carbono (C 3 o superiores) se clasifican como gases “pobres”.
16
TABLA N°- 3: Composición y rango Típica del Gas Natural. Hidrocarburo
Composición Química
Rango
Metano
C2H4
91-95
Etano
C2H6
2-6
Dióxido de Carbono
CO2
0-2
Propano
C3H8
0-2
Nitrógeno
N
0-1
Fuente: ENERGY Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
En función del uso que se le dé como combustible, el gas natural se comprime o se licua. El procedente de yacimientos de gas y condensado de gas se prepara en el mismo yacimiento para que cumpla unos criterios de transporte específicos antes de comprimirlo y conducirlo a los gasoductos.
La preparación incluye la eliminación del agua con desecadores (deshidratadores, separadores y calentadores), del petróleo con filtros de coalescencia, y de sólidos mediante filtración. También se eliminan del gas natural el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono, para que no corroan los gasoductos y el equipo de transporte y de compresión.
17
FIGU A Nº- 2:
epresenta ión en po centaje de la compos ición típic del gas natural.
Fuente: AGNChile Elaborado por: MUÑOZ, Vi iana
2.3.1. Co portamiento de los ases.
Para el c mportamiento térmic de partíc las de la
ateria existen cuatro cantidades
medibles que son de gran interés: presión, volumen, temperatura y masa de la muestra del material.
Cualquier gas se c nsidera c mo un fl ido, porq e tiene las propiedades que le permiten comportar e como al. Sus
oléculas en continu movimiento logra
colisionar las pared s que las contiene casi todo el tiemp ejercen na presió permanen e. Como el gas se xpande, l energía i termolecular (entre
olécula
molécula) hace que un gas, al r añadiéndole energía calorífica, tienda a aumentar s volumen.
8
Un gas tiende a ser activo químicamente debido a que su superficie molecular es también grande, es decir entre cada partícula se realiza mayor contacto, haciendo más fácil una o varias reacciones entre las sustancias.
Para entender mejor el comportamiento de un gas siempre se realizan estudios con respecto al gas ideal aunque éste en realidad nunca existe y cuyas propiedades de este son:
Un gas está constituido por moléculas de igual tamaño y masa, pero una mezcla de gases diferentes, no.
Se le supone con un número pequeño de moléculas, así su densidad es baja y su atracción molecular es nula.
El volumen que ocupa el gas es mínimo, en comparación con el volúmen total del recipiente.
Las moléculas de un gas contenidas en un recipiente, se encuentran en constante movimiento, por lo que chocan, ya entre sí o contra las paredes del recipiente que las contiene.
2.3.2. Gas natural y Gas licuado. El gas natural se transporta por gasoductos desde los campos de extracción hasta las plantas de licuefacción, donde se comprime y se enfría hasta aproximadamente -162 °C para producir gas natural licuado (GNL). La composición del GNL es distinta de la del gas natural debido a la eliminación de algunas impurezas y componentes durante el proceso de licuefacción. 19
El GNL se utiliza sobre todo para aumentar la provisión de gas natural durante los períodos de fuerte demanda y para abastecer gas a zonas alejadas de los principales gasoductos. Se regasífica añadiendo nitrógeno y aire para hacerlo equivalente al gas natural antes de introducirlo en las tuberías de suministro.
Los gases asociados al petróleo y los gases de condensado se clasifican como “ricos” porque contienen cantidades considerables de etano, propano, butano y otros hidrocarburos saturados.
Los gases asociados al petróleo y los gases de condensado se separan y licúan para producir gas de petróleo licuado (GPL) por compresión, adsorción, absorción y enfriamiento en plantas de procesado de gas y petróleo. En esas plantas se produce también gasolina natural y otras fracciones de hidrocarburos.
A diferencia del gas natural, el gas asociado al petróleo y el gas de condensado, los obtenidos del procesado del petróleo (producidos como subproductos de procesado en las refinerías) contienen cantidades considerables de hidrógeno e hidrocarburos insaturados (etileno, propileno, etc.).
La composición de los gases obtenidos del procesado del petróleo depende de cada proceso específico y de los crudos de petróleo utilizados
20
(5)
.
FIGURA Nº- 3: Re resentaci n en porc ntaje de l s compon ntes del g s asociado con el etróleo.
Fuente:
GN, Chile
El borado por MUÑOZ, Vi iana
Por ejem lo, los gas s obtenidos mediante craqueo térmico suel n contener cantidades considera les de ole inas, mientras que los obtenidos por craque catalítico tienen más isobutano .
El gas nat ural combustible, con n poder c lorífico de entre 35,7 41,9 MJ/ 3 (8.500 a 10.000 kcal/m3), se sa princip lmente co o combustible para p oporcionar calor en el ámbito d méstico, a rícola, co ercial e i dustrial. El hidrocarburo del ga natural se utiliza ta bién como materia pr ima para p ocesos pet oquímicos y químico . El gas de síntesis ( O + H2) se obtiene el metano por oxige ación o mediante co versión de vapor de gua, y se tiliza para preparar a oníaco, alcohol y otr os product s químicos orgánicos.
1
El gas natural comprimido (GNC) y el gas natural licuado (GNL) se usan como combustible para motores de combustión interna. Los gases de petróleo licuado (GPL) obtenidos del procesado del petróleo tienen valores caloríficos más altos: 93,7 MJ/m³ (propano) (22.400 kcal/m³) y 122,9 MJ/m³) (butano) (29.900 kcal/m³), y se utilizan como combustible en el ámbito doméstico y en la industria.
Es posible convertir los hidrocarburos insaturados (etileno, propileno, etc.) derivados de los gases obtenidos del procesado del petróleo en gasolina de alto octanaje, o bien utilizarse como materias primas en las industrias de procesos químicos y petroquímicos.
2.3.3. Propiedades de los gases de hidrocarburos. Los gases inflamables se clasifican asimismo como combustibles e industriales. Los primeros, incluidos el gas natural y los gases de petróleo licuados (propano y butano), arden en presencia de aire para producir calor en estufas, hornos, calentadores de agua y calderas. Los segundos, como el acetileno, se utilizan en operaciones de transformación, soldadura, corte y termotratamiento.
2.4. OPERACIONES DE TRANSFORMACIÓN DEL GAS NATURAL. El proceso de producción del gas natural es simple y muy parecido al del petróleo. Primero, el gas natural se extrae por medio de perforaciones en pozos terrestres o en los océanos, después se transporta por gasoductos (por tierra) o buques (por mar) hasta la planta de depurado y transformación para ser conducido después hacia una red de gas (estaciones) o a las zonas de almacenamiento.
22
Hay dos tipos de pozos que producen gas natural. Los pozos de gas húmedo producen gas que contiene líquidos disueltos y los de gas seco producen gas que no puede licuarse fácilmente.
Una vez extraído de los pozos de producción, el gas natural se envía a las plantas de procesado. El procesado del gas natural exige conocer cómo interactúan la temperatura y la presión y cómo afectan a las propiedades de los líquidos y gases. Casi todas las plantas de procesado de gas trabajan con gases que son mezclas de diversas moléculas de hidrocarburos.
El procesado del gas tiene por finalidad separar estos gases en constituyentes de composición similar mediante diferentes procesos, como absorción, fraccionamiento y reciclado, para que puedan transportarse y ser utilizados por los consumidores
( 6)
.
2.4.1. Exploración. Los geólogos y otros científicos han desarrollado técnicas que indican la posibilidad de que exista petróleo o gas en las profundidades. Estas técnicas incluyen la fotografía aérea de determinados rasgos superficiales, el análisis de la desviación de ondas de choque por las capas geológicas y la medida de los campos gravitatorio y magnético. Sin embargo, el único método para confirmar la existencia de petróleo o gas es perforar un pozo que llegue hasta el yacimiento.
Para encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca sedimentaria con esquistos ricos en materia orgánica que lleven enterrados el suficiente tiempo para 23
que se haya formado petróleo (desde unas decenas de millones de años hasta 100 millones de años). Además, el petróleo tiene que haber ascendido hasta depósitos porosos capaces de contener grandes cantidades de líquido. La existencia de petróleo crudo en la corteza terrestre se ve limitada por estas condiciones, que deben cumplirse. Sin embargo, los geólogos y geofísicos especializados en petróleo disponen de numerosos medios para identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, la confección de mapas de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite interpretar las características geológicas del subsuelo, y esta información puede verse complementada por datos obtenidos perforando la corteza y extrayendo testigos o muestras de las capas rocosas.
La exploración es una etapa muy importante del proceso. En el transcurso de los primeros años de la industria del gas natural, cuando no se conocía muy bien el producto, los pozos se perforaban de manera intuitiva. Sin embargo, hoy en día, teniendo en cuenta los elevados costos de extracción, las compañías no pueden arriesgarse a hacer pozos en cualquier lugar.
Los geólogos juegan un papel importante en la identificación de capas de gas. Para encontrar una zona donde es posible descubrir gas natural, analizan la composición del suelo y la comparan a las muestras sacadas de otras zonas donde ya se ha encontrado gas natural. Posteriormente llevan a cabo análisis específicos como el estudio de las formaciones de rocas a nivel del suelo donde se pudieron haber formado napas de gas natural.
24
Las técnicas de prospección han evolucionado a lo largo de los años para proporcionar valiosas informaciones sobre la posible existencia de depósitos de gas natural. Cuanto más precisas sean las técnicas, mayor será la posibilidad de descubrir gas durante una perforación o encontraremos también gas en el petróleo asociado con gas.
FIGURA N°-4: Formación del gas.
Fuente: AGN, Chile Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
2.4.2. Tratamiento. El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento y refinado del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las diferentes aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos líquidos del gas natural en este caso nos enfocaremos en el tema de trabajo que es la deshidratación del gas que explicaremos en los siguientes capítulos y después una separación entre los diferentes elementos que componen los líquidos entre ellos destacamos:
25
2.4.2.1. Licuefacción. Proceso de transformar el gas natural a estado líquido enfriándolo a temperaturas cercanas a -161°C.
El proceso de licuefacción reduce el volúmen del gas natural unas 600 veces permitiendo su almacenamiento.
2.4.2.2. Planta de licuefacción GNL. El proceso de licuado permite retirar el oxígeno, el dióxido de carbono, los componentes de azufre y el agua del gas natural.
Cada metro cúbico de líquido equivale a unos 600 metros cúbicos de gas. Para el proceso, una planta de licuefacción consume en el orden del 8% del gas convertido en GNL para licuar el resto.
2.4.2.3. Proceso de licuefacción. •
Es el proceso de convertir GN a estado líquido (-161°C y 1 atm.), reduciendo el volúmen unas 600 veces para que pueda ser transportados.
•
Es necesario eliminar componentes susceptibles de congelarse durante el proceso de enfriamiento (agua, CO 2, gases ácidos e hidrocarburos pesados), así como compuestos dañinos para las instalaciones (azufre y mercurio).
•
El proceso de licuefacción está formado de las siguientes etapas:
26
1. Extracción de CO 2. 2. Deshidratación y filtrado. 3. Licuefacción y almacenamiento
FIGURA N°-5: Licuefacción y Almacenamiento
Fuente: AGNChile Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
2.4.3. Deshidratación. Como dice el manual (Gas Processors Suppliers Association, 1998): “Es el proceso usado para remover el agua del gas, entre las técnicas o métodos existentes, destacan: absorción con líquidos desecantes y la adsorción con sólidos desecantes”.
27
FIG RA N°-6: Proceso d Deshidra ación y Fi trado.
Fuente: AGNChile El borado por MUÑOZ, Vi iana
2.4.3.1. A dsorción.
Cuando u gas o un apor se en cuentran e contacto on una sup erficie sóli a, parte de éste se ad iere al sól ido. Esta fr acción de as o vapor que se une al sólido ntra dentro de éste o permanec en su su perficie. A este fenó eno se l llama ad orción. La adsorción es un proc so exotér ico en el q e se produ ce una dis inución de la entropía del sistema.
8
De forma simplificada, la adsorción es la atracción y adhesión de moléculas gaseosas y/o líquidas sobre la superficie de un sólido y sus cavidades interiores. La cantidad de adsorción depende tanto de la naturaleza específica del adsorbente como del material adsorbido.
Dado que la adsorción es un fenómeno de superficie, los buenos adsorbentes son aquellos que presentan grandes superficies por unidad de masa y tienen grandes fuerzas atractivas.
Entre los materiales conocidos que cumplen con estas características, se pueden encontrar varias categorías:
•
Bauxita: mineral natural compuesto principalmente de Al 2O3
•
Alúmina: versión manufacturada de la bauxita.
•
Geles: compuesto principalmente de SiO 2 o gel de alúmina, fabricado por reacción química.
•
Tamices moleculares: silicato de sodio, calcio, aluminio (zeolita)
•
Carbón: carbón tratado y activado para poseer capacidad de absorción.
Todos los materiales anteriores menos el carbón son usados para la deshidratación. Los cuatro primeros desecantes están listados en el orden de costos, la decisión final debe estar basada en costo del equipo, vida de servicio, aplicabilidad al proceso y necesidades.
29
Los principales desecantes comerciales pueden ser divididos en tres principales categorías: alúmina, gel y tamices moleculares
(7 )
.
2.4.4. Otros procesos. 2.4.4.1. Fraccionamiento. Es la separación de la mezcla de hidrocarburos deseables procedentes de las plantas de adsorción
en
productos
individuales
específicos,
relativamente
puros.
El
fraccionamiento es posible cuando los dos líquidos, denominados producto superior y producto de fondo, tienen distinto punto de ebullición. El proceso de fraccionamiento consta de tres partes: una torre para separar los productos, un rehervidor para calentar el producto a tratar y un condensador para eliminar el calor. La torre tiene numerosas bandejas, por lo que se produce un amplio contacto entre vapor y líquido. La temperatura del rehervidor determina la composición del producto de fondo
(8)
.
2.4.4.2. Recuperación de azufre. Antes de enviar el gas para su venta es necesario separar el ácido sulfhídrico. Esto se lleva a cabo en plantas de recuperación de azufre.
2.4.4.3. Reciclado del gas. El reciclado del gas no es un medio de mantener la presión ni un método de recuperación secundaria, sino un método de recuperación optimizada que se utiliza para 30
aumentar la producción de líquidos derivados del gas natural extraído de yacimientos de “gas húmedo”. Después de extraer los líquidos del “gas húmedo” en plantas de reciclado, el “gas seco” restante se devuelve al yacimiento a través de pozos de inyección.
Al recircular por el yacimiento, el “gas seco” absorbe más líquidos. Los ciclos de producción, procesado y recirculación se repiten hasta que se han extraído del yacimiento todos los líquidos recuperables y sólo queda “gas seco”.
2.5. TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO. Una vez tratado, el gas natural pasa a un sistema de transmisión para poder ser transportado hacia la zona donde será utilizado. El transporte puede ser por vía terrestre, a través de gasoductos que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de diámetro. Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones de compresión a lo largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión.
Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino. Los gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energía pues el sistema es fijo y subterráneo.
31
El gas natural puede también ser transportado por mar en buques. En este caso, es transformado en gas natural licuado (GNL). El proceso de licuado permite retirar el oxígeno, el dióxido de carbono, los componentes de azufre y el agua. Los elementos principales de este proceso son una planta de licuado, barcos de transporte de baja temperatura y presurizados y terminales de regasificación en tierra son almacenados en esferas. Antes de llegar al consumidor, el gas natural puede ser almacenado en depósitos esféricos para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones estacionales de la demanda.
Estos depósitos están generalmente situados cerca de los mercados consumidores de tal forma que las empresas de distribución de gas natural pueden responder a los picos de la demanda y proporcionar el gas a sus clientes continuamente y sin demora
(9)
.
2.5.1. Tanques de almacenamiento del GNL. Los tanques de almacenamiento del GNL tienen capacidades desde los 50,000 m³ hasta los 150,000 m³, El diámetro es del orden de los 60 a 70 metros.
El GNL se calienta circulándolo por tuberías con aire a la temperatura, o circulándolo por tuberías calentadas por agua. Una vez que el gas es vaporizado se regula la presión y entra en la red de gasoductos como gas natural.
32
FIGURA N°-7: Esferas de almacenamiento de gas
Fuente: AGNChile Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
2.5.2. Transporte por gasoductos. Una vez regasificado, la distribución del gas natural se realiza a través de la red de gasoductos. El gasoducto está formado por tubos de acero muy elástico y unido entre sí por medio de soldaduras.
La principal ventaja del gasoducto sobre transportes alternativos es su economía y seguridad.
33
CAPÍTULO III
CAPÍTULO III 3. TRATAMIENTO DEL GAS. Algunos pozos de gas natural suministran gas con un grado de pureza muy alta que es prácticamente metano puro. De cualquier forma, la mayoría de los hidrocarburos son mezclas complejas de cientos de diferentes compuestos. Un típico fluido de un pozo es una mezcla constantemente expansiva de gases e hidrocarburos íntimamente mezclada con agua, sólidos y otros contaminantes, con gran velocidad y turbulencia. Los procesos de remoción de contaminantes pueden ser divididos en dos grupos: deshidratación y purificación.
Las razones principales de la importancia de la deshidratación del gas natural incluyen las siguientes:
1. El agua líquida y el gas natural pueden formar hidratos parecidos al hielo que pueden obstruir válvulas, tubería, etc. 2. El gas natural que contiene agua líquida es corrosivo, particularmente si contiene CO2 o H2S. 3. El vapor de agua utilizado en los gasoductos de gas natural pueden condensarse causando condiciones lentas de flujo. 4. El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el valor calorífico del gas natural, por lo tanto se reduce la capacidad de la línea. 5. La deshidratación del gas natural antes del procesamiento criogénico es vital para prevenir la formación de hielo en los intercambiadores de calor de baja temperatura. 34
De estas, la razón más común de deshidratación es prevenir la formación de hidratos en los gasoductos. Los hidratos de gas natural son compuestos sólidos cristalinos formados por la combinación de gas natural y agua bajo presión a temperaturas considerablemente por encima del punto de congelación del agua. En la presencia de agua libre, los hidratos se formaran cuando la temperatura este por debajo del punto llamado temperatura del hidrato.
La formación del hidrato es comúnmente confundida con la condensación. La diferencia entre ambas debe ser claramente entendida.
La condensación del agua del gas natural bajo presión ocurre cuando la temperatura esta en el punto de rocío o por debajo del mismo a esa presión. El agua libre obtenida bajo estas condiciones es esencial para la formación de hidratos que ocurrirá el punto de temperatura del hidrato o por debajo de ese punto a esa misma presión.
Durante el flujo de gas natural, es necesario evitar condiciones que faciliten la formación de hidratos. Esto es esencial ya que los hidratos pueden atorar el flujo, líneas de superficie y otro equipo. La formación de hidratos en el flujo resulta en un valor menor de las presiones medidas de la boca del pozo. En un medidor de la tasa de flujo, la formación de hidratos genera una aparente tasa de flujo mas baja. La formación excesiva de hidratos también puede bloquear completamente las líneas de flujo y el funcionamiento del equipo.
35
De ahí la necesidad de prevenir la formación de los hidratos es obvia. La manera más sencilla de eliminar los hidratos es remover substancialmente el agua de flujo del gas natural.
El método más eficiente para remover el agua presente en el flujo de gas natural es por adsorción con un desecante sólido como un filtro molecular o alúmina activada. Otra aplicación importante para el secado con desecante es el licuado del gas natural. El metano es convertido a líquido por medio de un proceso criogénico a -285°F (-176°C) y presión atmosférica. Existe una reducción del volumen de 600 a 1.
Como líquido, grandes volúmenes de metano pueden ser transportados y/o almacenados. Las compañías de gas natural licuan y almacenan gas (1 a 20 MMPCS/D) durante periodos de baja demanda y utilizan el gas líquido almacenado durante periodos con alta demanda. El gas natural localizado en áreas remotas puede ser licuado y transportado a los lugares de demanda. Las secadoras son utilizadas por los bajos puntos de rocío requeridos para la producción criogénica de LNG (Gas Natural Licuado)
(9)
.
3.2. DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL. La deshidratación del gas natural se define como la extracción del agua que está asociada, con el gas natural en forma de vapor y en forma libre.
1.
Formación de Hidratos
2.
Problemas de Corrosión 36
3.
Disminución del valor calorífico del gas natural
3.2.1. Deshidratación del gas natural por adsorción. Este proceso se se da cuando las moléculas de un fluido líquido o gaseoso gaseoso pueden ser retenidas en la superficie de un material sólido o líquido, debido fundamentalmente a las fuerzas superficiales.
Por esta esta razón, las moléculas moléculas superficiales superficiales pueden atraer
moléculas de otros cuerpos.
Lo que significa que un cuerpo sólido, puede atraer otras moléculas de una corriente de fluido de una manera similar a las fuerzas de atracción magnéticas, lo que causa la adhesión de moléculas moléculas del fluido a las moléculas de la superficie sólida.
3.3. DESHIDRATACIÓN DEL GAS CON TAMICES MOLECULARES. El gas natural y los condensados asociados son frecuentemente extraídos de yacimientos saturados con agua. Adicionalmente, el gas y los condensados generalmente contienen anhídrido carbónico y sulfuro de hidrogeno, los cuales deben ser eliminados. Al igual que los compuestos anteriores, el agua debe ser removida de la corriente de gas natural para evitar principalmente, la posibilidad de corrosión, condensación de agua libre, formación de hidratos, y poder cumplir con las especificaciones de calidad es por eso que el enfoque del trabajo va a estar en la eliminación del agua.
Desecantes: •
Tamices Moleculares
•
Alúmina Activada
•
Silica Gel 37
•
Carbón Activado
TABLA N°- 4: Desecantes comúnes. TIPO
NOMBRE COMERCIAL
BAUXITA
FLORITA, DRI-O-CEL, POROCEL, ETC.
BAUXITA PURIFICADA
ALUMINA ACTIVADA
SILICA-GEL, ALUMINA
SILICA GEL, MOLIBILBEAD, SORBEADS, ETC
SILICATO ALUMINIO-ALCALI
MOLECULAR SIEVES O TAMICES MOLECULARES
Fuente: AGNChile Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
Se requieren algunos segundos como mínimo para permitir la adsorción del agua en el desecante. El caudal de gas requerido para la l a regeneración dependerá dependerá de la cantidad de calor que se necesite para calentar el lecho y del calor específico del gas que se use.
3.3.1. Definición de los tamices moleculares. Un tamiz molecular es un material que contiene poros pequeños de un tamaño preciso y uniforme que se usa como agente adsorbente para gases y líquidos. La moléculas que son lo suficientemente pequeñas para pasar a través de los poros son adsorbidas, mientras que las moléculas mayores no. A diferencia de un filtro, el proceso opera a un nivel molecular. Por ejemplo, una molécula de agua puede ser lo suficientemente pequeña para pasar, mientras que otras moléculas más grandes no pueden hacerlo. 38
Aprovechando esta propiedad, a menudo se emplean como agentes desecantes. Un tamiz molecular puede absorber hasta un 22% de su propio peso en agua.
A menudo consisten de minerales de aluminosilicatos, arcillas, vidrios porosos, carbones microporosos, zeolitas, carbón activado o compuestos sintetizados que tienen estructuras abiertas a través de las cuales pueden difundir moléculas pequeñas como las del agua o el nitrógeno.
Los tamices moleculares se usan ampliamente en la industria del petróleo, especialmente para la purificación de corrientes de gas, y en los laboratorios de química para separar compuestos y para el desecado de los reactivos. El mercurio que contiene el gas natural es extremadamente perjudicial para las tuberías de aluminio y otras partes de los equipos de licuefacción, por lo que se emplea silica gel en este caso.
Los métodos para regenerar los tamices moleculares incluyen los cambios de presión (como en los concentradores de oxígeno), calentamiento y purga con un gas portador (como cuando se usa en la deshidratación de etanol), o calentar al vacío extremo.
“Los tamices moleculares se obtienen sintéticamente de compuestos de zeolita. Las zeolitas son cristales formados por unidades tetraédricas que contienen átomos de silicio o aluminio rodeados por cuatro átomos de oxígeno que se unen compartiendo vértices. La mayor ventaja de estos materiales es que poseen una estructura tridimensional. Tienen poros bien definidos de dimensiones moleculares con alta superficie interna, extraordinaria estabilidad térmica y elevada capacidad de intercambio iónico. Esta 39
última característica aparece como resultado de sustituir algunos de los átomos de silicio de su estructura cristalina, por átomos de aluminio, lo que origina una carga negativa en la estructura que hay que compensar con cationes y protones”
(10)
.
Las zeolitas son una familia de minerales aluminosilicatos hidratados altamente cristalinos, que al deshidratarse desarrollan, en el cristal una estructura porosa con diámetros de poro mínimos de 3 a 10 Å.
Las zeolitas combinan la rareza, belleza, complejidad y hábitos cristalinos únicos. Típicamente se forman en las cavidades de rocas volcánicas, resultado de un metamorfismo de grado muy bajo. Muchos tienen lugar naturalmente como minerales y son obtenidos de las minas en muchas partes del mundo. Otras son sintéticas ya que son obtenidas para usos comerciales específicos.
Los tamices adsorben la humedad con gran rapidez, poseen características de adsorción únicas:
-
Absorben las moléculas basándose en el principio de la diferencia de polaridad debida a la atracción electroestática.
-
Poseen una estructura porosa uniforme que permite la separación de las moléculas por tamaño”
La afinidad del agua, esta asociada a las condiciones ambientales y a la polaridad. Los tamices moleculares poseen cargas eléctricas en la superficie interior de las cavidades 40
cristalinas, las cuales atraen cargas similares en moléculas polares. Tales moléculas son absorbidas de forma preferencial sobre las moléculas no polares.
De manera similar, los tamices moleculares presentan afinidad por los hidrocarburos no saturados, en los cuales los átomos de carbono están unidos por enlaces dobles o triples de carbono.
Los tamices moleculares son desde el punto de vista químico, silicatos de aluminioalcali los cuales, actúan como desecantes altamente especializados y manufacturados para un tamaño de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado para la adsorción selectiva de un componente dado.
3.3.2. Historia Tamices moleculares. El estudio de las zeolitas (tamices moleculares) se inició en 1756 por A. F. Cronsted. Una rara curiosidad académica fue comprobar que servían de tamiz molecular, pero hoy en día representan un ahorro económico con sus variadas aplicaciones en la industria. Las zeolitas naturales son vendidas como productos triturados y cribados, finalmente como pulverizados o micronizados a productos ultrafinos. Muchas zeolitas son trituradas, pulverizadas y clasificadas en un rango de tamaño de –60 a +325 mallas. Micronizando productos tan finos de 5 a 10 mm y productos ultrafinos como de 1 mm los cuales son preparados para usos especiales (papel filtro).
Si un gas o un líquido están compuestos por dos tipos de moléculas, unas más grandes que las otras, y si disponemos de una zeolita cuyos poros o ventanas tengan un tamaño 41
intermedio entre las moléculas pequeñas y las grandes, sólo las primeras entrarán en la zeolita, mientras que las segundas seguirán su camino. Así se habrán separado un componente de otro: la zeolita actúa como un tamiz de moléculas. Fue J. McBain quien informó esta propiedad y acuño de paso el término tamiz (o malla) molecular, pero fue R.M. Barrer quien en los años 40, en Inglaterra, demostró por primera vez que las zeolitas se comportaban como mallas moleculares. Con la síntesis de zeolitas en los 50, las separaciones previamente demostradas en el laboratorio Unión Carbide lanzó al mercado, a principios del 54, adsorbentes basándose en zeolitas y, la División Linde, implantó su uso industrial para obtener argón de alta pureza. En efecto, la molécula de argón es ligeramente mayor que el oxígeno y no consigue entrar en la zeolita tipo 4 A a baja temperatura. Otra de las primeras separaciones a nivel industrial fue la utilización de zeolita 4 A para separar trazas de agua en la sustancia congelante de los refrigeradores caseros, aplicación que aún se mantiene.
Hoy se insiste con razón en que los términos zeolita y tamiz molecular no son realmente sinónimos. En realidad para ser tamiz molecular no es necesario que el material sea unos aluminosilicatos cristalino con una red abierta que permita el intercambio de iones y una deshidratación reversible, como es el caso de la zeolita.
Las zeolitas son una familia de minerales aluminosilicatos hidratados altamente cristalinos, que al deshidratarse desarrollan, en el cristal ideal, una estructura porosa con diámetros de poro mínimos de 3 a 10 angstroms.
42
A las especies minerales de la familia de zeolitas pertenecen los aluminosilicatos hidratados de Na, K y Ca (±Ba, ± Sr y ± Mg) con casi 40 especies minerales. Todas las especies minerales de esta familia tienen la estructura tridimensional de armazón con cavidades voluminosas y comunicantes en las cuales se disponen grandes cationes, principalmente de Ca, Na, K, Sr, Ba y las moléculas de agua
(11)
.
FÓRMULA Nº- 1: Formula general de la zeolita (Na 2 K 2, Ca) [(Al, Si) O 2] n x H2O Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela) Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
Todas las zeolitas son consideradas como tamices moleculares, que son materiales que pueden absorber selectivamente moléculas en base a su tamaño, pero no todos los tamices moleculares son considerados como zeolitas, ya que también el carbón activado, las arcillas activadas, la alúmina en polvo, y la sílice en gel se consideran como tamices moleculares, a continuación detallaremos los tipos de zeolita.
Capacidades de adsorción.
•
3A (tamaño de poro de 3 Å): Adsorbe NH 3, H2O, (pero no C2H6), bueno para secar líquidos polares.
43
•
4A (tamaño de poro de 4 Å): Adsorbe H 2O, CO2, SO2, H2S, C2H4, C2H6, C3H6, etanol. No adsorbe C3H8 e hidrocarburos superiores. Bueno para secar líquidos y gases no polares.
•
5A (tamaño de poro de 5 Å): Adsorbe hidrocarburos normales (lineales) hasta nC4H10, alcoholes hasta C 4H9OH, mercaptanos hasta C 4H9SH. No adsorbe isocompuestos o anullos mayores que C 4.
•
10X (tamaño de poro de 8 Å): Adsorbe hidrocarburos ramificados y aromáticos. Útil para secar gases.
•
13X (tamaño de poro de 10 Å): Adsorbe di-n-butilamina (pero no tri-n butilamina). Útil para secar hexametilfosforamida.
3.3.3. Zeolitas. Las zeolitas son tectosilicatos y constituyen el mayor grupo de esta categoría; constan de una armadura de tetraedros SiO 4, que es el esqueleto de la estructura cristalina
FIGURA N°-8: Estructura de una Zeolita
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela) Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
44
(12)
.
3.3.3.1. Estructura de las mallas moleculares Las mallas moleculares, también conocidas como zeolitas, contienen en su estructura silicio, aluminio, sodio, hidrógeno y oxígeno. El nombre de zeolita proviene de las palabras “zeos” que significa “hervir” y “lithos” que significa “piedra”, es decir, la palabra “zeolita” significa “piedra hirviente”.
La estructura de la zeolita tiene la capacidad de desprender agua de manera continua a medida que se les calienta y a temperaturas relativamente bajas, dejando intacta la estructura del mineral. Por otra parte la zeolita deshidratada puede rehidratarse fácilmente simplemente sumergiéndola en agua. Al deshidratar las zeolitas queda una estructura porosa uniforme con canales cuyos diámetros varían de 3 a 10 Å.
3.3.3.2. Formación de las zeolitas. La formación particular de un mineral de zeolita depende de la interpelación de los factores físicos y químicos. La presión, la temperatura y el tiempo son las tres consideraciones físicas que fuertemente afectan la alteración zeolítica. Algunas proceden de la erosión de las rocas, otras aparecen como depósitos sedimentarios y por último, algunas tienen origen volcánico. Los minerales de zeolita ocurren en una variedad de marcos geológicos y pueden formarse de una variedad de materiales salientes bajo extensos rangos de condiciones físico-químicos. Esto ocurre en rocas depositadas en diversos marcos geológicas y etapas. Los vidrios volcánicos de composición ácido intermedio son los materiales más comunes para la formación de minerales de zeolitas. Otros minerales comunes incluyen las arcillas montmorilloniticos, arcillas cristalinas y materiales amorfos, finalmente el cuarzo cristalino, feldespato y 45
materiales precursores de zeolitas. Casi todos los depósitos minables de zeolitas en el mundo ocurren como alteraciones vitricas de rocas volcánicas. Muchas zeolitas en rocas sedimentarias son formadas por cenizas volcánicas u otros materiales piroclásticos por reacciones de amorfos con otros originados por la alteración de feldespatos preexistentes, feldespatoides, silicabiogénica, o minerales de arcilla pobremente cristalizados
(13)
.
Los depósitos de zeolitas han sido clasificados en los siguientes tipos:
1. Sistema cerrados.- Depósitos formados por materiales volcánicos en sistemas hidrológicamente cerrados, sistemas salinos- alcalinos.
2. Sistemas abiertos.- Son depósitos formados en sistemas hidrológicamente abiertos. Lagos de agua dulce.
3. Metamórficos boreales.- Depósitos formados por bajo grado de metamorfismo boreal.
4. Hidrotermales.- Depósitos formados por sistemas hidrotermales o por la actividad de brotes calientes.
5. Marítimos profundos.- Depósitos formados por un medio marítimo profundo. 6. Zonas erosionadas por la intemperie.- Depósitos formados en tierra, más comúnmente de materiales volcánicos.
Los depósitos de sistemas abiertos y cerrados son de mayor interés comercial. El principal método de obtención de la zeolita es el minado, debido al bajo costo del proceso, generalmente las zeolitas son minadas a cielo abierto. La excavación se lleva a 46
cabo por equipo convencional para remover la tierra. Este minado minimiza costos, como lo es el uso de explosivos, el equipo para la remoción de la tierra y el cargado directo a los camiones de carga para que el mineral minado sea transportado a una planta de procesamiento. Las variaciones en la calidad de la mina pueden ser manejadas por un minado selectivo. El control de calidad es determinado por muestreos por medio de brocas, tomando muestras periódicas, evaluando visualmente el material en el mismo sitio, y sacando muestras sistemáticas de los camiones de carga. Las zeolitas para usos especiales, generalmente de alto valor, son recuperadas por un minado abierto selectivo. Por ejemplo, las minas de chabazita-erionita en bruto tienen un lecho con partículas de 15 cm en Bowie, Az, que son utilizados por corporaciones que trabajan con carburos para hacer cedazos moleculares y productos catalíticos de alto valor. Las zeolitas naturales tienen básicamente tres variaciones estructurales: Hay estructuras como cadenas en los cuales la forma de los minerales es acicular o como cristales prismáticos, por ejemplo la Natrolita. Estructuras como láminas donde los cristales son aplanados o tabulares generalmente con buenas hendiduras basales, por ejemplo la Heulandita. Y estructuras de armazón donde los cristales son de iguales dimensiones, por ejemplo la Chabazita. Las zeolitas tienen muchos “primos” o minerales que tienen similares estructuras o propiedades y/o son asociados con las zeolitas, pero no son zeolitas, estos incluyen los fosfatos: kehoeita, pahasapaita y tiptopita; y los silicatos: hsianghualita, lovdarita, viseita, partheita, prehnita, roggianita, apophyllita, gyrolita, maricopaita, okenita, tacharanita y tobermorita.
47
Comúnmente son 9 las zeolitas que suceden en rocas sedimentarias: La analcima, chabazita, la clinoptilonita, la heroinita, la ferrierita, la heulandita, la laumontita, la mordernita, y la filipsita. La analcima y la clinoptolonita son las más abundantes. Las 9 zeolitas muestran un considerable rango de contenido de cationes y radio de Si: Al. Excepto por la huelandista y la laumontita, estos generalmente son alcalinos y más silicicos que sus contrapartes en rocas ígneas. El potencial comercial de minerales de zeolitas esta limitado por 5 de estas presentes: La chabazita, la clinoptilolita, la erionita, la mordenita y la filipsita. Estas son unas de las más comunes y abundantes en la naturaleza, teniendo una favorable capacidad de intercambio de ion absorbancia y tamizado molecular. La ferrierita y la faujasita son también potencialmente económicas pero estas son poco comunes y son conocidos en muy pocos sitios en el mundo.
3.3.3.3. Propiedades de las zeolitas: Una propiedad característica de las zeolitas, mencionada anteriormente, es la facilidad con que captan y pierden agua, la cual se mantiene débilmente unida a la estructura. Ciertas zeolitas se comportan como filtros moleculares cuando se retira totalmente el agua absorbida en las cavidades, en si destacamos como principales propiedades las siguientes seguido de una descripción: 1.- Alto Grado de Hidratación 2.- Baja densidad y un gran volúmen de vacíos cuando es deshidratado 3.- La estabilidad de su estructura cristalina cuando se deshidrata 4.- Presenta canales moleculares uniformes clasificados en los cristales deshidratados 5.- Propiedad de adsorción. 48
Dentro de sus propiedades físicas, las cuales deben considerarse de dos formas, se encuentran:
•
Descripción mineralógica de la zeolita desde el punto de vista de sus propiedades naturales, incluyendo la morfología, hábitos del cristal, gravedad específica, densidad, color, tamaño del cristal o grano, el grado de cristalización, resistencia a la corrosión y abrasión.
•
Desde el punto de vista de su desempeño físico como un producto para cualquier aplicación específica, tomando en cuenta las características de brillantes, color, viscosidad de Broockfield, viscosidad de Hércules, área superficial, tamaño de partícula, dureza, resistencia al desgaste.
Sus propiedades químicas incluyen el intercambio de iones, adsorción o deshidratación y rehidratación. Estas propiedades están en función de la estructura del cristal de cada especie, estructura y función catiónica.
-
Propiedades de adsorción. Las zeolitas cristalinas son los únicos minerales adsorbentes. Los grandes canales centrales de entrada y las cavidades de las zeolitas se llenan de moléculas de agua que forman las esferas de hidratación alrededor de dos cationes cambiables. Si el agua es eliminada y las moléculas tienen diámetros seccionales suficientemente pequeños para que estas pasen a través de los canales de entrada entonces son fácilmente adsorbidos en los canales deshidratados y cavidades centrales.
49
-
Las moléculas demasiado grande no pasan dentro de las cavidades centrales y se excluyen dando origen a la propiedad de tamiz molecular una propiedad de las zeolitas.
-
Propiedad de intercambio de cationes . Por procedimientos clásicos de intercambio catiónico de una zeolita se puede describir como la sustitución de los iones sodio de las zeolitas faujasitas por cationes de otros tamaños y otra carga. Esta es una de las características esenciales de las zeolitas. En efecto, así se consigue modificar considerablemente las propiedades y ajustar la zeolita a los usos más diversos.
El intercambio catiónico se puede efectuar de varios modos:
•
Intercambio en contacto con una solución salina acuosa (intercambio hidrotérmico) o con un solvente no acuoso;
•
Intercambio en contacto con una sal fundida. Por ejemplo, una zeolita A, originalmente con Ca, se pone en contacto con nitratos de litio, potasio o rubidio fundidos hacia 350°C.
•
Intercambio en contacto con un compuesto gaseoso. Por ejemplo, una zeolita faujasita Y, originalmente en su forma Na, se pone en contacto con HCl anhidro o NH3, hacia 250°C.
El intercambio de iones en una zeolita depende de:
50
•
La naturaleza de las especies catiónicas, o sea, del catión, de su carga, etc.
•
La temperatura.
•
La concentración de las especies catiónicas en solución.
•
Las especies aniónicas asociadas al catión en solución.
•
El solvente (la mayor parte de los intercambios se lleva a cabo en solución acuosa, aunque también algo se hace con solventes orgánicos) y.
•
Las características estructurales de la zeolita en particular.
Deshidratación–Rehidratación: Basado en el comportamiento de deshidratación, las zeolitas pueden ser clasificadas como:
•
Aquellas que muestran cambios estructurales no mayores durante la deshidratación y exhiben continuas pérdida de peso como una función de la temperatura.
•
Aquellos que sufren mayores cambios estructurales, incluyendo colapsos (derrumbes) durante la deshidratación, y exhiben discontinuidades en la pérdida de peso.
De manera general podemos resumir las propiedades de la zeolita de la siguiente manera:
•
Alto grado de hidratación.
•
Baja densidad y un gran volúmen de vacíos cuando es deshidratado.
•
La estabilidad de su estructura cristalina cuando se deshidrata. 51
•
Las propiedades de intercambio del catión.
•
Presenta canales moleculares uniformes clasificados en los cristales deshidratados.
•
Por su habilidad de absorber gases y vapores.
•
Por sus propiedades catalíticas.
3.3.4. Características de los tamices moleculares. -
Los tamices moleculares retienen adsorbatos (elementos adsorbibles) por fuerzas físicas más que por químicas.
-
La superficie externa de los cristales que conforman el tamiz está disponible para la adsorción de moléculas de todos los tamaños.
-
La superficie interna es alcanzable solo por aquellas moléculas cuyo tamaño sea suficientemente pequeño para pasar por los poros.
-
Los tamices moleculares no solo adsorben moléculas basados en el tamaño y configuración, sino también en polaridad y grado de saturación.
-
Son utilizados para eliminar contaminantes indeseables en determinadas sustancias.
3.3.5. Aplicaciones de los tamices. Debido a sus propiedades porosas únicas, las zeolitas son usadas en una variedad de aplicaciones con un mercado global de varios millones de toneladas por año. En el mundo occidental, los mayores usos son en el cracking petroquímico, intercambiador de iones (ablandamiento de agua y purificación), en la separación y remoción de gases y solventes. 52
3.4. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR TAMICES MOLECULARES. -
El gas natural frio a 710 lpcm y 34°F, fluye desde el expansor al separador/filtro de entrada y la planta deshidratadora
-
Luego el gas pasa a través de los recipientes que contienen un lecho protector de los pies de sílica de gel
-
De los lechos de sílica de gel, el gas pasa a los deshidratadores de tamices moleculares. A medida que el gas fluye a través de los tamices el agua se adsorbe y el gas se deshidrata hasta 0.1 ppm.
-
Los lechos de tamiz molecular se regeneran periódicamente, uno está deshidratando el gas mientras que el otro está en regeneración.
3.4.1. Variables que afectan el proceso de deshidratación. Las variables que afectan el proceso de deshidratado son:
• Temperatura de Contacto Esta afecta considerablemente la capacidad de los tamices, es decir la cantidad de adsorbato que pueden retener.
• Presión de Operación La presiones tiene efecto despreciable sobre la capacidad, no obstante el diseñador no debe olvidar que a mayor presión, menor será el volumen ocupado por el gas
53
• 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
• Tamaño de las Partículas del Tamiz A medida que se reduce el tamaño material de la partícula, se incrementa la superficie de absorción y por lo tanto la capacidad
•Problemas Operacionales Los tapones dañan en cierto grado los lechos de tamices moleculares, también se ven afectados por los cambios bruscos de presión, la velocidad excesiva del gas y los movimientos bruscos del lecho.
3.5. REGENERACIÓN -
Es un proceso en el cual se adsorbe el agua del lecho y el tamiz queda preparado para el próximo ciclo de absorción.
-
El proceso es más efectivo si se pasa el gas de regeneración en sentido contrario al del flujo del gas en el paso de absorción
-
Se utiliza un periodo de enfriamiento para prevenir temperaturas excesivas en el lecho y así mantener su eficiencia.
-
La cantidad de gas requerido para la regeneración, dependerá del calor necesario para calentar la camada y del calor específico del gas que se use.
54
3.5.1. Gas para la regeneración. La cantidad de gas requerido para la regeneración dependerá del calor necesario para calentar la camada y del calor específico del gas que se use.
La temperatura final de la camada que se regenere dependerá de la presión, de los servicios existentes y en algún grado, del desecante que se utilice.
La temperatura de descarga es del orden de 325 a 350 °F, lo cual por lo general es satisfactorio, sin embargo, el gas sale del calentador, para comenzar el proceso de regeneración a 400°F, aproximadamente
(15)
3.5.2. Ciclo de regeneración. Durante el ciclo de regeneración ocurren los siguientes pasos: -
Se despresuriza el lecho durante 15 minutos unas cuantas lpcm
-
En las dos primeras horas ocurre la regeneración propiamente dicha, con gas a 600°F,fluyendo a través del lecho ( de abajo hacia arriba), el gas obtiene su temperatura al pasar por el horno o calentador de gas de regeneración
-
El lecho es enfriado durante 1-3/4 horas con gas a 120°F periodo durante el cual el horno de regeneración es apagado
-
Se despresuriza la camada durante 20 minutos, con gas de proceso
-
Se subenfría el lecho hasta 40°F cuando queda disponible por el resto de las 8 horas para entrar de nuevo en la etapa de deshidratación
55
-
Un analizador de humedad del gas de de línea, instalado en la salida de cada cada tamiz, da una indicación continua del punto de roció.
3.6. CONDICIONES PRÁCTICAS DE UNA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN (TAMICES MOLECULARES) Parámetros básicos para el diseño Tasa de flujo de gas: 10 MMPCND a 14,7 lpca y 60 °F. Presión a la entrada: 1000 lpc Punto de rocío a la entrada: 90 °F Punto de rocío a la salida: 10 °F Capacidad de adsorción: 5% W Duración del ciclo: 8 hrs. Regeneración: Gas Natural Enfriamiento: Gas Natural Tipo de torre: Vertical Velocidad permisible: 30 pies/min Temperatura del gas a la entrada: 95 °F Gravedad específica del gas: 0,70 Contenido de agua del gas a la entrada: 46 lbs/MMPCN Contenido de agua del gas a la salida: 2,9 lbs/MMPCN Densidad del desecante: 50 lbs/pie3.
A continuación mencionaremos fórmulas para determinar ciertas condiciones del gas: 56
-
Peso Molecular aparente del Gas Natural.
Cuando se trata de mezclas de gases, generalmente no se habla de peso molecular en el mismo sentido que 1os compuestos puros, ya que una mezcla no se puede representar con una formula química sencilla por el hecho de estar conformada por moléculas de varios tamaños con diferentes pesos moleculares. Sin embargo, para las diversas aplicaciones su comportamiento puede estudiarse considerando el denominado peso molecular aparente, Ma.
El peso molecular aparente de un gas natural, formado por " n " componentes, puede calcularse a partir de la fracción molar y pesos moleculares individuales de cada componente, mediante la siguiente ecuación matemática
(16)
FÓRMULA Nº- 2: Peso molecular del gas
1
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela) Elaborado por: MUÑOZ,Viviana
Donde: Ma: Peso molecular aparente de la mezcla de gas, lbm/ lbm,-mol. Mi: Peso molecular del componente " i " de la mezcla de gas. Yi: Fracción molar del componente " i " de la mezcla de gas. n: Numero de componentes componentes en la mezcla mezcla de gas.
57
-
Gravedad Específica del Gas Natural.
La gravedad específica de un gas o de una mezcla de gases en general
es definida
como la razón de la densidad del gas a la densidad del aire seco, cuando ambas son medidas a las mismas condiciones de presión y temperatura
FÓRMULA Nº- 3: Gravedad especifica del gas natural:
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela) Elaborado por: MUÑOZ, Viviana.
Donde:
=Gravedad especifica del gas natural. =Densidad del gas natural, lbm/ft³ =Densidad del aire lbm/ft³ Modelando el comportamiento del gas y del aire como gases ideales a condiciones estandar (14.65 psia psia y 60 °F), se puede ser expresada expresada como:
FÓRMULA Nº- 4: Gravedad especifica del gas natural como gases ideales:
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela) Elaborado por: MUÑOZ, Viviana.
Donde:
: Peso molecular aparente del gas natural, lbm/ lbm,-mol : Peso molecular del aire, 28.9625 lbm/ lbm,-mol 58
Aunque la ecuación es derivada bajo la asunción de un gas ideal a condiciones estándar, su uso como una definición para gases reales es común en la industria del gas natural.
-
Poder Calorífico del Gas Natural.
El poder calorífico, denominado también valor o potencia calorífica, es una característica importante del gas natural y su precio como combustible depende de dicha propiedad. Se lo define como el calor liberado al quemarse completamente un volumen unitario del gas bajo determinadas condiciones de presión y temperatura. Generalmente se lo expresa a condiciones estándar, en unidades de BTU / SCF o BTU / lbm.
Se conocen dos tipos de poder calorífico: Poder calorífico neto o inferior; y poder calorífico bruto, total o superior.
El primero se define como el calor liberado al quemar un volumen unitario de gas bajo determinadas condiciones de presión y temperatura, considerando que el agua formada durante la combustión permanece en estado de vapor. En cambio, el poder calorífico bruto considera que el agua formada durante la combustión se recoge en estado líquido.
La diferencia entre estos dos valores representa la cantidad de calor necesario para transformar el agua liquida a vapor.
Conocida la cornposición química de un gas natural a través de un análisis cromatografico, se puede calcular su poder calorífico en base al poder calorífico de cada una de las substancias puras que estén presentes. Para aquello, la fracción molar de cada 59
hidrocarburo puro es multiplicada por su respectivo poder calorífico y la suma de todos 1os productos es finalrnente el poder calorífico del gas Esto es:
FÓRMULA Nº- 5: Poder calorífico del gas.
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela) Elaborado por: MUÑOZ, Viviana.
Donde: PC: Poder calorífico del gas natural; BTU / SCF. Yi: Fracción molar del componente " i " del gas natural. PCi: Poder calorífico del componente " i " del gas; BTU / SCF n: Número de componentes en la mezcla de gas .
-
Carga calorífica
Para calcular la carga calorífica total, se necesita: •
Calor de desorción.
•
Calor latente de vaporización del agua.
•
Calor sensible para calentar el agua hasta la temperatura de evaporización.
•
Calor sensible para calentar el desecante.
•
Calor sensible para calentar la carcasa.
•
Pérdidas de calor.
60
Los siguientes valores mencionados en la tabla 5 de calor sensible suelen dar buenos resultados:
TABLA N°- 5: Calor sensible
Material
Calor específico (BTU/lb.°F)
Cualquier desecante
0,25
Acero
0,11
Gas
0,64
Agua
1
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela) Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
-
Cálculos de la carga calorífica:
Espesor de la pared de la torre (P = 1000; D = 30; S = 22500; F = 0,72)
= 0,925”
Usando acero ASTM A 212. Grado B a 212 °F, El peso estimado del recipiente es
= 5500 lbs.
Calor específico del gas (γ = 0,70; P = 100; T = 325°F)
= 0,64
Temperatura al comienzo del período
= 250°F
Temperatura al final del período
= 275°F 61
Temperatura promedio
= 263°F
lbs. de agua absorbida en un período de 8 hrs
= 144 lbs.
Calor latente del agua a 1000 lpcm
= 650 BTU/lb
La carga calorífica total se puede subdividir en:
-
Calor latente de vaporización del agua
-
Calor de desorción del agua
-
Calor necesario para calentar el agua hasta la temperatura de evaporación
-
Calor necesario para calentar el recipiente, tuberías, etc.
-
Pérdidas de calor
-
Cantidad de gas requerida para la regeneración
-
Tamaño de los intercambiadores de calor.
Los cálculos asociados a los intercambiadores de calor son el del calentador utilizado para llevar el gas de regeneración desde la temperatura de la tubería a la temperatura requerida en la entrada del lecho y el del enfriador, para llevar el gas de regeneración hasta la condición ambiental, los parámetros básicos considerados son la cantidad de gas y la temperatura a la cual debe ser llevado.
62
-
Contenido líquido del gas natural.
El contenido liquido del gas natural, también conocido con el nombre de " Riqueza del gas “, se define como el número de galones de líquido que pueden obtenerse de 1000 pies cúbicos estándar de gas. Se expresa generalmente por el símbolo GPM y es un factor importante que debe ser conocido principalmente en sistemas de captación y transporte de gas (para su eliminación) así como en plantas de gasolina natural (para su recuperación). De todos 1os componentes químicos que intervienen en el gas natural, se asume que solo el Propano y compuestos mas pesados son totalmente recuperados como líquido, aunque esto no ocurre en la práctica.
Por otro lado, el Metano y Etano permanecen en estado gaseoso por lo que no se consideran al calcular el contenido de líquidos, GPM, del gas'. Si se han determinado todos 1os compuestos químicos de un gas con sus respectivos porcentajes de participación en la mezcla, 1os GPM pueden calcularse con la siguiente ecuación siempre y cuando se conozca la densidad líquida de cada componente
(17)
FÓRMULA Nº- 6: Contenido del líquido del gas natural.
19.7 Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela) Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
63
Donde: GPM : Galones de líquido por cada 1000 SCF de gas natural. Yi: Fracción molar del componente " i " de la mezcla de gas. Mi: Peso molecular del componente " i " de la mezcla de gas. (Pl) i: Densidad líquida del componente " i “del gas; lb, / ft3.
La importancia del calculo del contenido liquido del gas natural en un sistema de captación radica en el hecho de que permite dimensionar correctamente las unidades destinadas a la separación de 1os componentes mas pesados de la mezcla de gas, es decir 1os "scrubbers", 1os mismos que son indispensables para asegurar solo flujo de gas en la succión del compresor.
-
Contenido de vapor de agua del gas natural.
El contenido de vapor de agua de un gas natural es un parámetro que depende de su composición y se refiere a la cantidad de agua en estado de vapor que puede admitir dicho gas bajo determinadas condiciones de presión y temperatura.
FÓRMULA Nº- 7: Contenido de vapor de agua
47452 Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela) Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
64
Donde: Yw: Fracción molar del vapor de agua del gas natural. W: Contenido de vapor de agua del gas a ciertas condiciones de presión y temperatura.
3.7.
FORMACIÓN Y CONTROL DE HIDRATOS.
FIGURA N°-9: Hidratos
Fuente: Adsorption Engineering Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
3.7.1. Formación de hidratos. Los hidratos son compuestos sólidos que se forman como cristales, tomando apariencia de nieve, éstos se producen 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.
65
La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría el gas por debajo de la temperatura llamada "de formación de hidratos"
(18)
.
3.7.2. Condiciones para la Formación de Hidratos.
CONDICIONES PRINCIPALES: •
Baja Temperatura
•
Alta Presión
•
Gas con agua libre o cerca del punto de Rocío.
CONDICIONES SECUNDARIAS: •
Alta Velocidad
•
Cualquier Agitación
•
Pulsaciones de Presión
•
Introducción de Cristales de Hidrato.
3.7.3. Implicaciones Industriales de la Formación de Hidratos. • El Agua (principalmente) es el causante en la formación de hidratos, este junto a otras combinaciones de metano cristalizan a temperatura moderadamente bajas y pueden causar problemas por el taponamiento de tuberías y equipos.
• La presencia del agua ocasiona graves efectos en las líneas de transporte de equipos que se encargan en el procesamiento y manejo del gas natural. 66
• Con la disminución de la temperatura del gas, el vapor de agua se condensa y queda depositado en las secciones de flujo de menor elevación, donde el área de flujo se reduce y la capacidad de transporte es menor.
• Con la disminución de la temperatura y aumento de presión, el agua reacciona con los ácido y se cristaliza formando hidratos. Esta mezcla entre agua-ácido resulta ser corrosivo, y es necesario separar el agua del gas natural, ya que poco a poco se ira consumiendo la tubería.
FIGURA N°-10: Moléculas para la formación de hidratos.
Fuente: Adsorption Engineering Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
67
3.7.4. 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.
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 sólidos; la profundidad de la deshidratación dependerá del nivel de la temperatura del proceso, la cantidad de agua permisible será de menos de una libra por MM pcnd.
Para lograr deshidratar un gas a ese nivel, suelen emplearse procesos de adsorción. En esos casos se utiliza las mallas moleculares para remover el agua del gas natural.
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 sólido se lleva a cabo calentándolo por medio de una resistencia eléctrica o haciendo pasar gas caliente a través del lecho.
68
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.
3.7.5. Motivos para Evitar la Formación de Hidratos. •
Prevenir el taponamiento de tuberías de transmisión o de procesos fríos.
•
Prevenir la corrosión de la tubería.
•
Obtener el punto de rocío requerido para la venta de Gas (7 Lb/MMPC)
3.7.6. Tratamiento Correcto para Prevenir la Formación de Hidratos. La formación de hidratos se elimina mediante reacciones químicas y físicas en procesos de “absorción y adsorción”. Corriente de glicol o en lecho fijo de Cloruro de calcio. El tipo de glicol depende especialmente de la temperatura del gas a deshidratación. Cuando la temperatura es mayor a -20°F se utiliza el etilenglicol. Cuando la temperatura es mayor a 20°F se utiliza Dietilenglicol. Cuando la temperatura es mayor a 150°F se utiliza trietilenglicol. Proceso de adsorción en un lecho fijo de bauxita, silicogel o separadores moleculares sintéticos, que es el enfoque de este trabajo. Otros procesos pueden ser los separadores y los depuradores cuyo objetivo principal es separar el gas del agua y otros contaminantes, con el fin de optimizar su procesamiento y comercialización.
69
EJEMPLOS ¿Cuánta Agua puede contener un Gas natural (por ejemplo: Metano) a 100 ºF y 2000 lpca?
FIGURA N°-11: contenido de agua.
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela) Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
Aproximadamente: 38 libras de Agua por MMPCN
70
CAPÍTULO IV
CAPÍTULO IV 4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
(19)
.
4.1. ALCANCE GEOGRÁFICO. El Complejo Industrial Shushufindi se encuentra ubicado en la Región Amazónica Ecuatoriana, en la Provincia de Sucumbíos, Cantón Shushufindi, al Sur oriente de la ciudad de Nueva Loja. La Estación Secoya constituye también parte del CIS (ya que en ella se capta el gas que va hasta la planta ubicada en Shushufindi) y se localiza al norte del mismo. Su acceso se lo realiza por medio de la vía Nueva Loja – Dureno – Pacayacu – Secoya. El Complejo ocupa una extensión de 45 ha; las coordenadas de los vértices del área de implantación del CIS. Como parte del CIS se considera la Planta de Gas Secoya, que está ubicada en el Cantón Lago Agrio, Parroquia Pacayacu y cuyas coordenadas son 322980 E - 1539 N.
4.2. ESQUEMA DE INDUSTRIALIZACIÓN. El Complejo Industrial Shushufindi, propiedad de PETROINDUSTRIAL, filial de PETROECUADOR, está constituido por las siguientes unidades operativas:
TABLA N°- 6: Unidades operativas de gas. Unida Operativa
Capacidad
Planta de Gas
708,00m³/día
Planta de Gas Secoya
5MMPCS/D
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009 Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
71
La unidad de interés es la Planta de Gas, la misma que es alimentada de carga desde diferentes estaciones de captación; Para el gas del CIS se ha elegido un proceso cuyas etapas principales son: Refrigeración con propano intercambiador de calor y de destilación, calculado para recuperar el 93.2% de propano, el 98.2% de isobutano, el 98.7% de los butanos normales y esencialmente todo lo perteneciente a la fracción C5+.
El gas y los líquidos son primeramente deshidratados y después enfriados por intercambio de calor con gas residual frio proveniente de la parte alta del separador frio.
El líquido condensado durante el enfriamiento del gas de entrada es extraído y enviado al desetanizador. El gas restante es enviado al sistema de gas residual.
El caudal de diseño de gas de entrada es 708.000m³/d a 38.6kgr/cm2 (550psig) de presión y 49°c de temperatura con un peso moléculas de 30.05.
El caudal liquido es 1970 l/min (50.5 gpm) con un peso especifico de 0.56.
4.3. DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES Y PROCESOS. 4.3.1 PLANTA DE GAS DE SHUSHUFINDI. La planta fue inaugurada en Febrero de 1984, está capacitada para dar tratamiento a un caudal de diseño de 708.000 m³/día (25.000 MSCF/D), a 38,6 Kg/cm² (550 psi) de presión y 49°C de temperatura (Peso Molecular del gas = 30,05).
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La planta ha sido sometida a dos ampliaciones:
•
La primera comprendió el montaje de compresores de alta potencia en la Estación de Secoya y la construcción de gasoductos, en una extensión de 42 Km, para captar y transportar el gas y los licuables que se producen en Secoya y enviarlos a la planta de Shushufindi para su procesamiento. Esta etapa entró en operación en julio de 1990 y las obras permitieron el incremento de la producción de gas licuado de petróleo, hasta alcanzar las 220 toneladas métricas diarias de GLP.
•
La segunda etapa entró en operación en Marzo de 1992 y contempló la ampliación de la planta de gas para procesar 500 toneladas métricas diarias de gas doméstico, utilizando como materia prima el gas natural de los campos petroleros Libertador, Secoya y Shushufindi.
El gas producido se transporta a través del Poliducto Shushufindi – Quito, de donde se lo distribuye para su consumo como combustible doméstico o industrial.
El gas y líquidos son primeramente deshidratados y luego enfriados por intercambio de calor con gas residual frío proveniente de la parte del separador frío y propano refrigerante en un enfriador de gas. El líquido condensado durante el enfriamiento del gas de entrada es extraído al sistema de gas residual.
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El sistema de tratamiento y producción de GLP consta de las siguientes etapas: •
Captación del gas de carga,
•
Pre-enfriamiento de la carga,
•
Deshidratación,
•
Refrigeración con propano,
•
Destilación fraccionada.
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4.3.2. Diagrama de flujo de la planta de gas Shushufindi. A continuación tenemos dos diagramas de flujo de la planta del CIS.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Elaborado por: PETROINDUSTRIAL
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Fuente: PETROINDUSTRIAL Elaborado por: PETROINDUSTRIAL
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4.4. CAPTACIÓN DEL GAS DE CARGA. El gas asociado que sale desde los separadores de producción de petróleo en las estaciones de PETROPRODUCCIÓN y que normalmente fluye hacia la tea, es captado y comprimido en compresores, a saber:
• En las Estaciones Shushufindi Centro, Norte y Sur, existen en cada una tres compresores Ingersoll Rand movidos por motores Waukesha, de 5 MMPCS/D de capacidad y que comprimen desde 25-30 psi hasta alrededor de 600 psi, para ser transportado por líneas de 6” hasta la planta. Los condensados que se producen por la compresión del gas son recogidos en tambores y bombeados por líneas de 2”, 3” y 4” hasta la Planta de Shushufindi. • En la Estación Secoya existen tres compresores, dos unidades de membranas para remoción del CO2 y una planta modular que procesa la carga y la despoja del gas residual, enviando la mezcla GLP y GN hacia Shushufindi para ser separada en esa planta. A carga completa la planta de Secoya puede producir 45 gpm de licuables. • En la Estación Limoncocha existen dos compresores de 1,1 MMPCS/D de capacidad cada uno, igualmente hay un sistema de bombeo de condensados. • En las Estaciones Aguarico, Atacapi y Parahuacu, hay un compresor de 1,1 MMPCS/D de capacidad cada uno y sistema de bombeo de licuables. • En la estación Suroeste hay una Unidad de Recuperación de Vapores (URV), que capta el gas sin presión que se obtiene por las botas de los tanques de almacenamiento de crudo. Estas unidades también hay en las Estaciones Secoya, Norte, Centro y Sur.
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Todas las líneas que transportan la carga hacia la planta, tienen en su entrada al proceso una válvula de cierre manual y una válvula anti-retorno, cada una posee una porta platina para medición de caudal, con un registrador local, adicionalmente cada línea de líquidos tiene un medidor másico y están protegidas contra sobre-presiones por válvulas PSV.
Con la finalidad de reducir el arrastre de agua en las corrientes de carga, se ha dispuesto de un sistema de pre-enfriamiento tanto para el gas como para los líquidos.
4.4.1. Pre-enfriamiento de la carga. Pre-enfriamiento de la corriente de gas. El flujo de gas de entrada se enfría en el GE-00.01, lado carcaza, éste es un intercambiador tipo AES con 271 m² de área de intercambio. Con un diámetro de carcaza de 96,5 cm, tubos de 1” y 4,88 m de longitud.
Como medio de enfriamiento se utiliza agua proveniente de la torre de enfriamiento que fluye por el interior de los tubos a una temperatura de 32 ºC para salir a 38 ºC. El gas se enfría desde 49 ºC hasta 38ºC. Posteriormente la corriente de gas es enfriada en el lado carcaza en el intercambiador GE-00.02, del tipo BKU, con un área de 30m² de intercambio, tubos de 1” y 2,44 m de longitud. El diámetro de la carcaza es de 73,7 cm y el diámetro del haz de tubos es de 45,7 cm.
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FIGURA N°- 12: Proceso de enfriamiento de gas.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009 Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
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Aquí el gas se enfría desde 38 ºC hasta 27 ºC. El medio refrigerante es el propano proveniente del tanque igualador de presiones GV-16.17 e ingresa al lado carcaza a una temperatura de 8 ºC el vapor se envía al tanque economizador GV-16.16. El propano en el intercambiador es controlado por nivel, presión y temperatura.
La corriente de gas desde este intercambiador es enviada al separador de entrada GV16.01.
Pre-enfriamiento de la corriente de líquido. Con el mismo propósito de eliminar agua en las corrientes, el líquido es enfriado contra la corriente de gas residual en el intercambiador GE-00.03 A/B, que es del tipo AFS, con un área de intercambio de 52 m². Dos carcazas en serie de 43,2 cm de diámetro, tubos de 1” y 4,88 m de longitud.
El gas residual de enfriamiento proviene del intercambiador gas-gas GE-15.01, ingresa a 15 ºC y sale a 40 ºC. La corriente de líquidos se enfría desde 49 ºC hasta 27 ºC.
Separador de gas de entrada GV-16.01.-Las corrientes de gas y líquidos preenfriadas ingresan al separador de entrada, que es un recipiente horizontal a presión de 72” de diámetro y 24 pies de longitud.
Su función es separar las corrientes mezcladas: gas, hidrocarburo líquido y agua por una bota, que drena por nivel al pozo quemador. 80
El recipiente cuenta para su protección con una válvula de seguridad con un set de 50 kg/cm², su presión de operación es de 38,6 kg/cm² y una temperatura de 27 ºC.
Esta temperatura permite mantener en forma líquida la fracción propano (componente principal del GLP), evitando su pérdida en la corriente de gas residual (combustible).
4.4.2. Proceso de la planta. El proceso de la planta es criogénico, utilizando para el enfriamiento la expansión del propano (proceso Joule Thompson), con lo cual se consigue temperaturas de – 42 ºC. Calculado para recuperar el 93,3 % de propano, el 99,7% de isobutano, el 99,2% de butano normal y esencialmente toda la fracción C5+.
El caudal de diseño de gas de entrada es de: 708.000 Nm³/d (25 MMSCFD) a 38,6 Kg.r/cm² (550 psi) de presión y 49 °C de temperatura, con un peso molecular de 29,67. El caudal de diseño para líquidos es: 165 GPM, con un peso específico de 0,528 a 38,6 Kg/cm² (550 psi) de presión y 49 °C de temperatura.
Los hidrocarburos líquidos son bombeados desde el separador de entrada bajo control de nivel a los deshidratadores de líquidos.
Mientras que el gas pasa por un filtro separador y es enviado a los deshidratadores de gas.
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El filtro separador de gas GL-21.01, manufacturado por Pearless Manufacturing Company, tiene como función la limpieza final de partículas líquidas y sólidas para proteger más adelante a los tamices moleculares de los deshidratadores.
Es un recipiente vertical de 24” de diámetro y 104” de altura. Tiene 8 elementos filtrantes y reemplazables de fibra de vidrio.
Cualquier acumulación de líquido es enviada por control de nivel al pozo quemador. En caso de alto nivel, el filtro posee un interruptor de cierre por alto nivel que para la planta.
Un indicador de presión diferencial colocado entre los elementos de filtrado nos indica el ensuciamiento de los elementos filtrantes, y por tanto que es tiempo de cambiar los mismos.
El Separador de fases GV-16.22, es un recipiente vertical de doble compartimiento, cada una de las cuales cuenta con un sistema automático de drenaje al pozo quemador. Contiene elementos filtrantes y maneja un flujo de 50 GPM.
Su construcción es de iguales características que el Separador de fases GV¬16.23, pero este último tiene una capacidad de 150 GPM, considerando los 50 GPM condensados en el tren de pre-enfriamiento.
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Por estos separadores de fases fluyen los líquidos bombeados por las GP-17.13/14 desde el separador de entrada rumbo a los deshidratadores.
Las bombas operan a las condiciones del separador de entrada (38,6 kg/cm² de presión y 27°C de temperatura), descargan a 42 kg/cm² y a un caudal de 150 GPM.
4.4.3. Deshidratación. Los sistemas de deshidratación para gas y líquidos se basan en el mismo principio, y solo difieren en la forma de operar cada uno, en los anexos 1 y 2 podemos ver la secuencia del proceso.
En el sistema de deshidratación de gas, se utiliza el sistema de doble lecho de tamices moleculares. Mientras que en la deshidratación de líquidos se cuenta con un sistema de dos doble lechos.
El doble lecho significa que mientras el uno está deshidratando la corriente, el otro está regenerando.
El agua retenida en la estructura molecular del tamiz durante el proceso de secado, es expulsada en el proceso de regeneración.
El gas que ingresa debe ser deshidratado hasta el punto de rocío más bajo posible, debido a las bajas temperaturas que será sometido en el intercambio de calor. 83
Las válvulas de deshidratación están controladas por un contador de tiempo y son conmutadas automáticamente, de forma que las corrientes de gas y líquidos enviados al proceso estén siempre secos. La regeneración del tamiz se efectúa reciclando gas residual calentado a 250 °C en el horno de baño de sal, en sentido contrario del seguido por el secado. Mientras que la deshidratación se realiza a 38 kg/cm², la regeneración se efectúa a 29,5 kg/cm².
Los Deshidratadores de gas GV-16.02/03, han sido dimensionados para que cada uno pueda tratar el volumen total de la carga. Están rellenos con tamiz molecular, que es un material absorbente sintético, del tipo silicato de aluminio cristalino de gran superficie de absorción, que retienen el agua en sus microporos. Mientras la una torre está deshidratando, la otra está regenerando.
Cuando el lecho ha sido regenerado, debe ser enfriado. Para este propósito se gobierna con un contador de tiempo, haciendo que la corriente de gas residual no pase por el horno y permitiendo que el gas seco y frío fluya por el lecho de tamiz.
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FIGURA N°- 13: Proceso de deshidratación del gas.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009 Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
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El agua extraída del lecho es arrastrada por el gas de regeneración caliente, que pasa por un aero enfriador, para condensar y separarse en un scrubber. Esta agua bajo control de nivel es enviada al pozo quemador y el gas seco es reciclado al sistema de gas residual. El período de deshidratación del gas de entrada está fijado en seis horas. La corriente de gas deshidratado pasa por un filtro de polvo antes de ingresar a los intercambiadores.
Los Deshidratadores de líquidos GV-16.05 (GV-16.26); GV-16.06 (GV-16.27), en realidad son cuatro, pero operan la 05 con la 26 como una sola, y la 06 con la 27 como otra. En forma similar a lo que acontece con los deshidratadores de gases, la deshidratación y la regeneración de líquidos operan a diferentes presiones. Mientras el un par de torres (de 50 y 150 GPM) deshidratan, el otro par regenera.
Existe un control electrónico, para dar preferencia a la deshidratación de gas, mientras esto ocurre no puede iniciar la regeneración del lecho de líquidos.
En la deshidratación de líquidos, además de llevarse todos los ciclos que ocurren en la de gas, se aumentan los ciclos de drenaje y llenado de las torres.
El líquido drenado de las torres que van a regenerar, se acumula en dos recipientes horizontales: GV-16.28 y GV-16.19 como se puede apreciar en el anexo 3, desde aquí con una bomba de pistón Texsteam PM-17.09 se recicla a los deshidratadores.
El líquido deshidratado desde los lechos de tamiz, pasa por un filtro de polvo, para eliminar partículas sólidas y preservar a los intercambiadores de placas. 86
El gas de regeneración que arrastra el agua retirada de las corrientes en los tamices es enfriado por aire en el AC-19.01, fabricado por Cuellar Engineering & Manufacturing Company, con dos ventiladores de 54 de 4 palas movidos por motores eléctricos de 3 HP. Desde el ventilador el gas de regeneración enfriado va al depurador GV-10.04, depósito vertical de 12” de diámetro con mirilla de nivel, aquí se separa cualquier líquido condensado y es enviado bajo control de nivel automático al pozo quemador. Mientras el gas separado vuelve al colector de gas residual.
Calentador de gas de regeneración HT-14-01, es un calentador horizontal de baño de sal de Smith Industries, con cuatro quemadores a gas y cuatro tubos de humo de 14” sumergidos en la sal. Cada quemador tiene un piloto que se enciende por medio de una chispa de bujía desde un panel local de control.
El calor del gas combustionado a su paso por los tubos de humo, transfiere el calor al baño de sal y éste a su vez transfiere el calor a los dos serpentines: por el que circula el gas de regeneración de gas de 3” y serpentín de 16 vueltas; y, por el que circula de gas de regeneración de líquidos de 2” y serpentín de 6 vueltas.
El horno posee para su protección varios disparos, tales como detector de falla de flama, baja presión de gas combustible, por activación del ESD (cierre emergente de la Planta), por alta temperatura en el baño de sal.
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4.4.4. Refrigeración de gas y líquidos. Después que las corrientes de gas y líquidos han sido deshidratadas, éstas se combinan y se vuelven a dividir en dos corrientes: la primera el 32% de la corriente de gas y el 8,2% de la corriente de líquidos, fluyen a través del intercambiador gas-gas GE-15.01, de placas de aluminio tipo radiador de gran transferencia de calor (3.140.000 BTU/HR), fabricado por Sumitomo Precisionn Products Company.
La temperatura de la corriente gas-líquido desciende desde +28 ºC hasta -27,3 ºC. Mientras que la temperatura del gas residual de la planta pasa de -35,6 ºC hasta + 15 ºC. El volumen restante de las corrientes ingresa al intercambiador gas-líquido GE-15.02, de placas de aluminio y con una transferencia de calor de 8.548.000 BTU/HR.
La temperatura de la corriente desciende de + 28.3 °C hasta - 30 °C, mientras que la temperatura del líquido que alimenta al desetanizador aumenta de -40 °C + 18 °C.
Por tanto el intercambiador gas-líquido actúa también como precalentador de la carga del desetanizador.
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FIGURA N°-14: Separador frío.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009 Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
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Las líneas de salida de los intercambiadores GE-15.01 y GE.15.02, se juntan y pasan a través del enfriador refrigerado por propano GE-15.03, en su camino hacia el separador frío. La corriente de gas-líquido desciende de -28 °C a -40 °C. El GE-15.03 es un intercambiador de tubos y carcaza tipo BKS, con un área de transferencia de 248 m², con tubos de 1” de 4,88 m de longitud, un diámetro de haz de tubos de 94 cm.
El propano refrigerante es alimentado al intercambiador desde el economizador GV16.14, a una presión de 74 psi y a 8 °C.
La corriente luego circula por el separador frío GV-16.07, que es un recipiente horizontal a presión. Su función es separar el gas residual no condensado de los líquidos y proporciona la carga al desetanizador.
El separador frío opera a 37,6 Kg/cm² de presión y a -40 °C de temperatura. Desde este recipiente el gas se junta con el gas proveniente del acumulador de reflujo del desetanizador y pasan por el intercambiador gas-gas y forman la corriente de gas residual de la Planta.
4.4.5. Destilación fraccionada. La corriente líquida proveniente del tanque frío, después de ser calentada en el intercambiador gas-líquido, es enviada al calentador de alimentación del desetanizador GE-15-11, que es un intercambiador tipo AES con un área de transferencia de 72,5 m², tubos de 1”, longitud de 4,88 m, la carcaza tiene un diámetro de 55,9 cm, en donde fluye 90
propano caliente desde los condensadores. La carga líquida se calienta de 15,7 °C a 32,7 °C, mientras que el propano se enfría de 52 °C a 36 °C.
El propósito de este intercambiador es mantener la temperatura de la carga entre 32 y 36 °C, evitando la desetanizadora se inunde en el fondo (a bajas temperaturas) o en el domo (a altas temperaturas), se une con la corriente de líquido saliente del deshidratador (150 GPM) que no entró al tren de enfriamiento.
La alimentación del desetanizador tiene una temperatura de 32 °C, una presión de 32 kg/cm² y un flujo a máxima carga de 44.401 Kg/h.
El desetanizador GV-16.09, es una torre de destilación vertical de 84 pies de alto con dos secciones, la inferior de 44 pies y de 66” de diámetro, mientras que la superior de 38 pies y 42” de diámetro. Este equipo construido por Master Tank Company, está dotado de 32 platos de la Koch Engineering Company.
Los 17 platos de cabeza de 42”, son de paso único y los 19 platos de cola de 66”, son de doble paso. Los platos están construidos de acero al carbono, calibre 10 con tapas (válvulas de borboteo) de 2” de diámetro. Los platos superiores tienen 69 tapas, mientras que los inferiores tienen 72 tapas por bandeja.
La función de desetanizador es separar, por fraccionamiento, el metano y etano de los demás componentes pesados tal como muestra la figura 15 y mirar anexo 6.
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FIGURA N°- 15: Desetanizador.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009 Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
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La alimentación a la torres se hace por el plato 19. Los gases del domo son enfriados en 3 intercambiadores, los GE-15.04 A/B, que son de placas de aluminio y el GE-15.04 C que es un intercambiador de tubos y carcaza de tipo BKU. Los A y B operan en paralelo, y el C actúa como reserva. Estos vapores son condensados y depositados en el acumulador de reflujo del desetanizador GV-16.10, que es un recipiente horizontal de 42 pies de diámetro por 10 pies de largo, desde donde son alimentados como reflujo a la parte superior de la torre. La temperatura de la parte superior del desetanizador es de 19 °C.
El nivel del acumulador se controla desviando mayor o menor cantidad de gases de cabeza por los enfriadores GE-15.04 A y B de placas de aluminio además del condensador de tubos y carcaza GE-15.04 C. El líquido de reflujo se bombea a la torre mediante las PM-17.03 y 04. Centrífugas de marca Union Pump Co. movidas por motores eléctricos de 5 HP.
El líquido del fondo del desetanizador no debería contener etano, para poder eliminarlo y enviarlo a la corriente de gas residual, se calientan los fondos con aceite térmico en los rehervidores del desetanizador, GE-15.05 A/B, fabricados por Miller Exchangers y son calderas tipo intercambiador de tubos y carcaza, tipo BKU con un diámetro de 104”. Al final de los tubos existe un rebosadero que sobresale del haz de tubos, el líquido que se derrama es enviado a continuar el fraccionamiento en el debutanizador.
Los fondos del desetanizador van por control de nivel al debutanizador GV-16.11 y depropanizador GV.16.24. La mitad de los fondos del desetanizador, según diseño 161 93
GPM con un peso específico de 0,401, a 113 °C, entran por el plato 19 del debutanizador GV-16.11, que es un recipiente vertical de 48” de diámetro por 75 pies de altura; tiene 33 platos Flexitrays de paso único construidos por la Koch Engineering Company.
La función del debutanizador es separar por fraccionamiento, el propano y el butano de los demás componentes de mayor peso molecular, contenidos en la alimentación de la columna. El butano presente en los fondos con la corriente de gasolina, deberá ser mínimo.
Los vapores de propano-butano salen de la cabeza del debutanizador, se condensan en el enfriador de aire AC-19.07 movidos por dos motores eléctricos de 15 HP, de la Cuellar Engineering Co. y en el intercambiador de tubos y coraza tipo AES de 78 m² de área de transferencia enfriado por agua GE-15.09.
El condensado se deposita en el acumulador de reflujo del debutanizador GV-16.12, es un recipiente horizontal de 36” de diámetro y 8 pies de longitud, y proporciona la succión a las bombas de reflujo PM-17.05 y 06, centrífugas verticales de Union Pump Company, tipo VLK, movidas por motores eléctricos de 15 HP, para un caudal de 137,6 gpm. El exceso de líquido constituye la producción de propano-butano, que es enviado al enfriador de producto GE-19.08 y luego a almacenarse en las esferas de GLP en la siguiente figura16 se muestra el proceso del debutanizador o para mas comprencion ver anexo 7.
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FIGURA N°- 16: Vista general de la función del debutanizador.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009 Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
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Los fondos del debutanizador son calentados en el reherbidor GE-15.06, caldera del tipo tubos y carcaza fabricado por Miller Exchangers, tipo BKU, con un diámetro de 70” y dos pasos de tubos en “U”, al final de los tubos hay un rebosadero, desde esta zona los líquidos rebosados son extraídos bajo control de nivel y enfriados en el enfriador de aire AC-19.04, para luego ser almacenados en los tanques de techo flotante como gasolina natural.
La depropanizadora GV-16.24, tiene como función exactamente lo mismo que la debutanizadora ver anexo 8, pero además permite realizar corridas de propano, con un mejor control de variables.
A esta torre llega la otra mitad de la carga procedente del desetanizador. Su construcción es a espejo de la debutanizadora.
Control.-Todo el proceso de la Planta es monitoreado y controlado por un sistema inteligente Foxboro alojado en el cuarto de control, donde existen dos monitores en serie, si uno falla opera el alternante además de existir una pantalla para la medición de niveles de tanques y esferas. En el mismo cuarto de control se aloja el centro de control de motores eléctricos (MCC).
4.5. TANQUERÍA Y ESFERAS DE ALMACENAMIENTO EXISTENTES. Para el almacenamiento de los diferentes derivados, el área del CIS cuenta con la infraestructura que se describe a continuación, las mismas que se encuentra dentro de cubetos de contención debidamente impermeabilizados. 96
4.5.1. Planta de gas – capacidad de almacenamiento. 4.5.1.1. GLP. Para el almacenamiento de GLP se cuenta con cuatro esferas de 1350 m³ de capacidad cada una; con líneas de salida, entrada y de equilibrio. En cada una de ellas existe una válvula de cierre manual, una válvula de cierre automático, una válvula (on-off) activada por aceite a presión desde un panel cercano.
Cada esfera posee un hongo de enfriamiento por agua en la parte superior, venteo y válvulas de seguridad ajustadas a 17 kg/cm². Así mismo poseen un indicador de temperatura y de presión y el sistema de medición es HTG (Rousemont), cuyos datos son enviados al panel de control central.
Las esferas están protegidas por un pararrayos común, y están comunicadas con una envasadora de cilindros y con el Poliducto Shushufindi-Quito. Situados estratégicamente alrededor de las esferas existen monitores de agua contra incendio
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(20)
FIGURA N°- 17: Esferas.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA - CIS Elaborado por: MUÑOZ, Viviana.
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CAPÍTULO V
CAPÍTULO V 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. Una vez realizado este trabajo se determinó lo siguiente:
5.1. CONCLUSIONES.
En la deshidratadora de gas se eliminó el excedente de agua presente en la corriente gaseosa hasta cumplir con las especificaciones de calidad mínima de 4 libras de agua por MMscf o máximo de 7 libras de agua MMscf para su venta.
Con el proceso de Adsorción con Tamices Moleculares se eliminó de manera óptima el agua, evitando la formación de hidratos, los mismos que pueden generar taponamiento de válvulas y tuberías.
El gas que ingresó a la planta de gas fue deshidratado hasta un punto de rocío más bajo posible, ya que este gas es sometido a bajas temperaturas que podrían causar daños en los intercambiadores de calor.
Se comprobó que de una buena regeneración depende la salida del agua en forma de vapor de la deshidratadora.
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5.2. RECOMENDACIONES.
Se recomienda realizar la regeneración del tamiz reciclando gas residual y calentarlo a 250 °C en el horno de baño de sal.
Se recomienda verificar mediante análisis de laboratorio que el gas esté libre de trazas de crudo, ya que los tamices envejecen y el el agua no se impregna.
Se recomienda seguir las condiciones operacionales de presión del fabricante de los tamices moleculares, ya que una sobre presión puede reducir los tamices a polvo, para prevenir esto es necesario necesario colocar colocar un regulador de aire para controlar la presión. presión.
Se debe controlar todo el tiempo de deshidratado que es de 8 horas, para dar paso a la regeneración y los tamices no se saturen de humedad.
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CITAS BIBLIOGRÁFICAS.
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(14). ASHFORD FRANK, Fundamentos y Aplicaciones de la Ingeniería de Gas, Primera y Segunda Parte Cambell 2006, página número173. (15). ASHFORD FRANK, Fundamentos y Aplicaciones de la Ingeniería de Gas, Primera y Segunda Parte cambell 2006 páginas número 211. (16). Rommel Javier Alvarado Torres, Captación de Gas del Campo Guanta y su Utilización como Combustible para las Turbinas " Ruston " de Lago Agrio página número 81. (17). Azocar B, Luís E, Gómez Z, Procesos de Adsorción con Tamices Moleculares, páginas número 131-136. (18). Abdel , Manual de Deshidratación del gas, 2001, pagina número 312. (19). Complejo Industrial Shushufindi. PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009 página página número 46-71. (20). Complejo Industrial Shushufindi. PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009 página página número 92.
102
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DEUTSCH IRVING, Tecnología del Gas Para lngenieros y Abogados, Editorial Blume, Barcelona - Madrid, Primera Edicion, 1972.
103
ANEXOS
ANEXO Nº- 1: Diagrama de la deshidratación del gas.
104
ANEXO Nº- 2: Diagrama de la deshidratación de líquidos.
105
ANEXO Nº- 3: Diagrama del gas de regeneración.
106
ANEXO Nº- 4: Pre-enfriamiento del líquido y separación del gas-líquido.
107
ANEXO Nº- 5: Clarificación de agua.
108
ANEXO Nº- 6: Diagramas del desetanizador.
109
ANEXO Nº- 7: Debutanizadora.
110
ANEXO Nº- 8: Despropanizadora.
111
