El Gas Natural-convertido.docx

CAPITULO I FUNDAMENTOS TEÓRICOS 1.1. EL GAS NATURAL 1.1.1 Obtención y clasificación del gas natural Se conoce como gas natural a todo aquel que sale de los pozos, ya sean de los perforados específicamente para producir gas o de los pozos que se perforan para extraer petróleo. “Cuando el gas ocupa un reservorio por si mismo se lo llama usualmente gas no asociado y el gas producido junto con el petróleo se le denomina casing head gas”1. El gas natural es una mezcla de hidrocarburos principalmente que se encuentran en estado gaseoso. Cuya mezcla se le conoce como gas húmedo. El gas natural contiene: Metano, etano, propano, butanos, pentanos, y en un grado menor, hexanos, heptanos y octanos. Cuando el gas se procesa en el campo en plantas de gasolina natural estas plantas remueven de la corriente de gas lo siguiente: a) Una porción importante de propano b) Prácticamente todo el butano c) El pentano y los hidrocarburos de más peso.

1

HS BELL, Tecnología del Gas Natural, Editorial Diana, 1959

1

Al separar estos hidrocarburos más pesados, el gas natural seco entra en tuberías primeramente como una mezcla de metano y etano de la cual la mayor parte es metano. 1.1.2. Gases del Petróleo Los gases del petróleo se clasifican de acuerdo a su origen en gases naturales y gases de refinería, siendo estos últimos los que se producen como resultado de determinados procesos de refinación primaria y sobre todo como resultado del cracking. El aceite, gas o agua se encuentran generalmente en los reservorios de petróleo y ellos están segregados por acción de la fuerza de gravedad. La acumulación de gas en la parte más alta del reservorio se llama gas-cap. El gas en el gas-cap está bajo presión y cuando se reduce la presión al liberar fluidos por el hueco de pozo, el gas-cap se expande y ayuda a impulsar el aceite crudo de reservorio. Las prácticas de producción sin control pueden resultar en la disipación del gas-cap antes de que se haya producido todo el aceite. “En efecto cuando los pozos están produciendo con alto G-O-R F “relación gas- aceite- agua” sea “Gas-oil-ratios”, es decir cuando demasiados gases producidos en proporción al aceite obtenido es posible que el gas forme un área en forma cónica alrededor del fondo del pozo y excluya el aceite de él”2. Cuando el gas comprimido alcanza los límites de su expansión, el pozo que produce de tal reservorio cesa de fluir, este lleva a la instalación de bombas en otro equipo de extracción artificial de crudo con los consiguientes incrementos de los costos en la producción. La conservación del gas en el 2

HS BELL, Tecnología del Gas Natural, Editorial Diana, 1959

2

gas-cap es por lo tanto necesaria para la producción económica del aceite crudo. 1.1.3. Producción del Gas natural asociado con el crudo El aceite que se encuentra en los reservorios está casi completamente estáticos. Por si mismo no tiene una fuerza que le permita moverse hacia el hueco del pozo. Antes de ser producido debe ser desplazado hacia el pozo, este movimiento se puede lograr hasta una extensión limitada por la fuerza de la gravedad. “En algunos casos de acuerdo a los campos puede ser movido por la inyección de agua (water drive). La otra fuente de energía para ayudar a la producción del crudo es de la presión del gas”3. Los principales métodos en que el gas es útil en la producción del aceite crudo son: El gas en solución en el aceite reduce la viscosidad de éste y lo hace más fluido, por lo tanto más fácil de desplazarlo. El gas bajo presión es un agente efectivo para impulsar el aceite por el reservorio y a la superficie. El petróleo que se encuentra en un reservorio a su presión original en realidad redunda en una mezcla de hidrocarburos, cuando se perfora un pozo en ente reservorio se establece una diferencia de presión que hace fluir el petróleo a la zona de menor presión o pozo productor. Esta caída de presión da origen a que los hidrocarburos livianos pasen del estado líquido al estado gaseoso. En general es inevitable que al producir petróleo crudo tendremos que producir también gas natural.

3

MENE Grand, Curso de Producción de Petróleo y Gas, Tomo II

3

“La producción del petróleo crudo libera grandes cantidades de gas, la producción del pozo fluye a los centros de recolección donde es gas se separa del petróleo y el petróleo es almacenado para luego ser bombeado con dirección a la refinería”4. Además de la gasolina natural que contiene el gas natural es un combustible de primera calidad y una valiosa materia prima para una serie de productos químicos. Pero debido a las grandes inversiones que se necesita para poder transportarlo a los centros de consumo industrial, hasta ahora no se ha podido aprovechar todo este gas. 1.1.4. Gas en el yacimiento La fuerza de la gravedad causa la separación del agua del petróleo y del gas en el yacimiento. En estos yacimientos en donde no hay petróleo negro, el gas y el agua están separados con el gas en la parte mas alta o inmediatamente debajo de la tapa impermeable del yacimiento. El agua permanece en la zona más baja cuando hay petróleo, este ocupa la zona del petróleo entre el agua que está más bajo y el gas que está encima. Las líneas de contacto entre el gas y el petróleo y entre el petróleo y el agua se habían designado como zonas de transición. “La razón de que el agua y el petróleo no se separen en forma definida como lo hacían en una botella es el efecto de la capilaridad de los pequeños canales entre los granos de la formación o partículas de la roca del yacimiento. Sabemos que el kerosén se eleva o se absorbe en el pabilo de la lámpara por sobre el nivel del líquido del recipiente”5. Del mismo modo que el agua se eleva a la formación sobre el nivel de la masa principal de agua en la 4 5

HS BELL, Tecnología del Gas Natural, Editorial Diana, 1959 HS BELL, Tecnología del Gas Natural, Editorial Diana, 1959

4

zona de este líquido. Así parte del agua se mezcla con el petróleo en la zona del aceite. El agua que se encuentra en el yacimiento rocoso es casi siempre salada porque el agua del mar es la que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos cantidades pequeñas de agua se distribuyen a través de la zona del petróleo y la capa de gas. Por lo tanto el gas cuando su producción viene del pozo de petróleo casi siempre se acarrea agua con él en forma de vapor. 1.1.5. Petróleo crudo y el gas en el yacimiento Una proporción bastante grandes del gas producido en nuestros tiempos se llama gas asociado, pues existe y se produce junto con el petróleo crudo. La mayor parte de este gas se llama gas en solución porque está disuelto en el petróleo crudo del yacimiento lo mismo que el ácido carbónico

está

disuelta en una botella de bebido gaseosa. El volumen del gas contenido en el petróleo crudo en el yacimiento depende de dos factores: a) Temperatura del petróleo b) La presión del yacimiento “Bajo temperatura constante, la cantidad de gas en solución en el petróleo es directamente proporcional al aumento de presión”6. En la práctica la temperatura del yacimiento es constante. Por lo tanto entre mayor sea la presión más pies cúbicos de gas habrá en solución por barril de petróleo. A medida que la producción de un yacimiento progresa la temperatura permanece prácticamente constante y la presión disminuye; cuando la 6

WL Nelson, Refinación de Petróleos, Editorial ED, 1958

5

presión ha declinado hasta cierto punto, llega un momento en el que el petróleo puede retener en solución. A esto se llama punto de burbuja. Con el ejemplo cuando la temperatura es de 160° F (71° C), el punto de burbujeo es de cerca de 2900 lbs por pulgada (2900 PSI 2120kg./cm2). Aquí es cuando el petróleo del yacimiento tendrá 1200 pies cúbicos (35 m 3 ) de gas en solución, por barril de petróleo (igual a 221 m3/ Tn métrica). Cuando la presión se ha reducido a 1130 PSI sólo 600 pies cúbicos o el 50 % del volumen original de gas quedará en solución. Esto significa que 600 pies cúbicos de gas han salido de la solución y se produjeron con el petróleo. Si el gas no se produce con el petróleo se elevará sobre éste en el yacimiento para formar una capa secundaria de gas. El desprendimiento de gas en solución en el petróleo hace que éste sea más viscoso, aumentando su densidad relativa y la tensión superficial. “La tensión superficial es una película imaginaria que rodea cada gota de líquido. Esta película tiende a contraer la gota para formar una esfera perfecta. La esfera es la forma de masa de un líquido que tiene el área superficial más pequeña por unidad de volumen en la masa todos estos efectos se agrupan para hacer que el resto del petróleo sea más difícil de extraer, al mismo tiempo que la energía disponible (en forma de gas comprimido) se reduce. Hay también cantidades mucho más pequeñas de gases hidrocarburos como los pentanos, hexanos, heptanos y butanos etc, cada uno de éstos están presente por lo general, como una fracción de uno por

ciento.

Los

gases

hidrocarburos

mencionados

anteriormente

se

componen se hidrógeno y carbón y la proporción de estos elementos varía en cada uno de los gases”7.

7

HS BELL, Tecnología del Gas Natural, Editorial Diana, 1959

6

El metano, etano, propano y butanos son gases considerados como importantes para las compañías de gas ya que cada uno debe separarse de los otros y cada uno tiene su valor como sustancia individual. El metano es el constituyente principal del gas natural y también se produce ahora en forma líquida para transportarlo en los barcos tanques. El etano es una materia prima usada en la obtención de sustancias químicas y plásticas. El butano y el propano se usan como combustibles en las regiones en donde no hay gas natural y también son valiosos como materias primas para la producción de compuestos químicos, cauchos sintéticos, etc. 1.1.6. Composición del gas natural Es variable antes de extraer del yacimiento subterráneo, varía según la parte del campo o yacimiento del cual se extrae. El gas producido en un pozo de gas o el producto con petróleo crudo no es nunca de la misma composición que el gas producido en otro pozo de gas o de petróleo, aún cuando los pozos están en el mismo campo y su producción provenga del mismo yacimiento. “El gas tiene peso al comparar con el peso de un volumen igual del aire. El aire pesa 77 libras por 1000 pies cúbicos y su presión es de 14.7 libras por pulgada cuadrada de la pared del recipiente, siendo ésta la presión atmosférica al nivel del mar”8. “Para dar valor al peso de los gases se compara con el del aire y arbitrariamente se usa el peso del aire como índice. Por composición los

8

Moderna Tecnología del Petróleo, The Institute of Petroleum, editorial Reverte, 1963

7

gases hidrocarburos son más livianos o más pesados que el aire como se muestra en la siguiente tabla”9: TABLA N° 1 DENSIDAD RELATIVA DENSIDAD RELATIVA Aire 1.000 Metano 0.554 Etano 1.038 Propano 1.523 Butano 2.004 Isobutano 2.006 Pentano 2.491 Isopentano 2.491 Hexano 2.975 Heptano 3.495 Octano 3.944

GAS

Fuente: H. Dale Begg gas Production Operatios Oil&Gas 1984

Es interesante observar que el peso promedio del gas natural pesa como 40 libras por 1000 pies cúbicos, comparando con el aire 77 libras/1000 pies cúbicos. Algunas líneas de transmisión bombea de gas cada 24 horas. El metano es el único gas natural más liviano que el aire. 1.1.7. Elementos del Gas natural “El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos con cantidades variables de impurezas. Los hidrocarburos que se encuentran en más cantidad en el gas natural son los de la serie parafinios, representados por el metano, etano, propano, isobutano, neobutano, isopentano, neopentano, hexanos y más pesados. La fórmula general para los miembros de esta serie es Cn H2n-I-2, sin embargo los hidrocarburos parafínicos debajo peso 9

H. Dale Begg gas Production Operatios Oil&Gas 1984

8

molecular por lo general son los que predominan en la composición del gas natural, un análisis típico de un gas natural sería el siguiente”10: TABLA N°2 COMPONENTES DEL GAS NATURAL COMPONENTE Vol %

RANGO

ClH4

85.10

70-98%

C2h6

6.58

3-10%

C3h8

4.09

1-8%

i.C4h10

1.09

0-3%

n.C4H10

1.66

0-3%

i.C5H12

0.62

0-2%

n.C5H12

0.42

0-1%

C6H14

0.44

0-2%

100% Fuente: H. Dale Begg Gas Producctio Operations Oil & Gas 1984

La tendencia en las plantas de gasolina modernas es la de extraerse un 60% a 70% del etano que tiene amplio uso en Petroquímica, un 90% a un 98% de Propano, hidrocarburo que en forma licuada es usado como refrigerante o como combustible doméstico y prácticamente todos los butanos e hidrocarburos más pesados que son los que constituyen la gasolina natural habiéndola extraído estas fracciones pesadas, el gas natural seco residual que es enviado a los gasoductos para ser usados como combustible es prácticamente una mezcla de metano y etano, estando el metano en mayor proporción. En las plantas donde se trata de extraerla mayor parte del etano, el gas entregado a los mercados de combustible es casi metano puro. 10

H. Dale Begg Gas Producction Operations Oil & Gas 1984

9

Otro uso importante del gas residual es también en las operaciones de bombeo neumático y represión de reservorios. En la composición del gas natural además de los hidrocarburos parafínicos en algunos casos se encuentra hidrocarburos nafténicos de bajo punto de ebullición, así como los aromáticos, sobre todo en los gases húmedos. “El gas natural también contienen vapor de agua, si se fijan en % en un reservorio se notará que el 20 % del espacio poroso que contiene gas está lleno de vapor de agua, dependiendo de la presión del gas en el reservorio. Cualquiera que sea esta presión, el gas está saturado con vapor de agua. En los contratos de gas para ser usados como combustible se especifica que el gas entregado a los gasoductos, el máximo contenido permisible de agua debe estar generalmente en el rango de 3 a 7 libras de agua por MM PC de gas y esto es controlado por los pobladores que determinen el punto de rocío del gas.”11 Además de los elementos comprendidos entre los hidrocarburos y el agua mencionados anteriormente, el gas natural producido de un reservorio puede contener una o más impurezas las cuales deben ser extraídas antes de procesarlo. Barro, arena, son frecuentemente encontrados en el gas. En ciertos casos especiales el gas natural puede contener un gran porcentaje de bióxido de carbono (CO2), hidrógeno sulfurado (SH2), mercarptanos, nitrógeno, hidrógeno , oxígeno y helio.

11

H.S Bell Tecnología del Gas Natural Ed. Diana 1959

10

“El CO2 es encontrado en todos los gases naturales en porcentajes variables desde trazas hasta un 3. Generalmente no excede del 5%, hay por supuesto excepciones, como algunos pozos encontrados en México, colorado, los cuales contenían de 90 a 95% de este gas, el dióxido de carbono CO2 no es combustible y debe ser extraído cuando se halla presente en cantidades apreciables, en los contratos de ventas de gas es común la especificación de que el gas no debe tener más del 2% en volumen de CO2. El SH2 sulfuro de hidrogeno es quizá el más común contaminante del gas natural y el gas que lo contiene se le denomina gas ácido y como este gas es extremadamente tóxico, deberá ser vendido al mercado doméstico, previo tratamiento para extraerlo el SH2, el porcentaje en que puede ser encontrado varía del 1 al 2%. Otro de los gases encontrados es el nitrógeno desde trazas del 98.5% generalmente en los pozos que contienen gran cantidad de nitrógeno es donde se encuentra el helio, cuya presencia está relacionada con el nitrógeno, el porcentaje más alto de helio, cuya presencia está relacionada con el nitrógeno, el porcentaje de helio más alto del helio encontrado en popzos de gas es de 1 a 2 %. EL nitrógeno es un gas inerte y no arderá cuando esté presente en grandes cantidades diluye el gas algunas veces al punto de no hacerlo comerciable. No es raro encontrar pozos de gas completamente cerrados debido al alto porcentaje de nitrógeno en el gas. El hidrógeno y el oxígeno se lo encuentra en el gas natural debido a la presencia del aire en los reservorios el cual ha sido introducido junto con el gas inyectado para bombeo neumático o mantenimiento de presión debido a las grietas o fallas de la línea de gas al vacío.

11

En los contratos de venta de gas también se especifica que éste no debe contener más del 1% en volumen de oxígeno.”12 1.1.8. Propiedades del Gas Natural El gas natural es comprensible: O sea que puede comprimirse a un volumen más y más pequeño, un volumen de gas comprimido tiene mucha energía almacenada debido al trabajo ejecutado en comprimirlo y esta energía existe en tal forma que puede libertarse repentinamente. El gas natural es expansible: Y su expansión es casi infinita, de allí que la compresibilidad y expansibilidad son dos propiedades fundamentales en el manejo en el campo. Al comprimirse genera calor y al expanderse absorbe el calor ardiente, al aplicar el calor al gas natural causa expansión, un recipiente cerrado que contenga gas natural bajo presión, al calentarse registraría aumentos de presión a medida que aumenta a medida que el gas se comprime dentro de un espacio más pequeño. El gas natural es soluble: Es soluble en el petróleo crudo cuando el volumen de gas que puede mantenerse en solución en un barril de petróleo crudo depende de la presión bajo la cual se mantiene el petróleo y gas, y de la temperatura de la mezcla (presión más alta), el barril de petróleo puede contener gas. A una temperatura más baja el barril de petróleo puede contener gas a una temperatura más alta.

12

The Institue Of Petroleum, Moderna Tecnología de Petroleo Ed. Reverte 1963

12

El petróleo y el gas tuvieron su origen en sedimentos saturados con agua salada, de allí que el gas natural contiene vapor de agua aproximadamente el 20% del espacio total que ocupa los pozos de una formación, claro que este porcentaje depende de la presión del gas en el yacimiento, cualquiera que sea la presión, el gas está saturado con vapor de agua. El gas natural forma hidratos: Conocido con el nombre de congelamiento de la tubería, al principio se creía que era resultado del congelamiento del agua que contenía el gas pero se ha encontrado que le agua con algunos vapores de hidrocarburos se combinan para formar substancias de apariencias de nieve, llamados hidratos bajo ciertas presiones. El gas natural es peligroso bajo cualquier presión es una causa en potencia de una explosión puede contener elementos tóxicos y es un elemento altamente combustible. TABLA N° 3 PUNTOS DE EBULLICIÓN DE GASES Estado bajo

Gr. Esp.

Gr. Esp.

Punto de

Peso

presión

(aire-l)

(agua-l)

ebullición

Lbs/gal.

Metano gas

550

-----

258 oF

----

Etano

gas

1037

-----

127.5 oF

----

Propano gas

1521

510

43.9oF

4.25

Butano gas

2004

584

31.1Of

4.86

atmosférica

Fuente:Nelson W.L. Nelson Refinación de petróleos 1958

“El metano puede licuarse a 500 lbs por pulgada cuadrada de presión y a 131 oF. Bajo presión atmosférica puede licuarse a –258 oF. Así el punto de ebullición del metano es –258 oF, según se muestra en el cuadre adjunto. El 13

etano se licua a una presion de 500 lbs por pulgada cuadrada y a una temperatura de 60 oF. EL propano puede licuarse a 85 lbs por pulgada cuadrada de presión a 60 oF. El butano se licua a 26lbs por pulgada cuadrada de presión y a 60 oF.”13 Bajo las temperaturas comunes que existen en un clima templado ninguno de estos cuatro hidrocarburos mencionados se encuentran en forma líquida excepto cuando se someten a una presión mayor que la atmosférica. Como los tanques de almacenaje de petróleo ordinarios no mantienen presiones mayores de una a dos libras por pulgada cuadrada, los gases hidrocarburos licuados se almacenan en tambores o en cilindros horizontales que pueden resistir presiones medidas de más de 1000 libras por pulgada cuadrada. Peso molecular Átomos de una combinación de elementos con pesos definidos forman moléculas. Los pesos atómicos forman una escuela de radios de combinación. La suma de los pesos moleculares de estos átomos forman una molécula que es conocido como peso molecular. Gravedad Específica La gravedad especifica de un gas es el radio de la densidad del gas o una temperatura y presión dada. O la densidad del aire a la misma presión y temperatura. Las leyes del gas ideal pueden ser usadas para demostrar que la gravedad especifica es también igual a la razondel peso molecular del gas o el peso molecular del aire. Esta gravedad específica es igual al peso molecular del gas dividido para 28,966, el peso molecular del aire.

13

H. Dale Begg Gas Productions Operations Oil&Gas, 1984

14

Presión de Vapor A una temperatura dada, la presión de vapor de un componente es la presión a la cual el vapor y el líquido coexisten o están en equilibrio. El término presión de vapor debe ser usado solo con componentes puros. Para un componente puro hay una sola presión de vapor a cualquier temperatura de Temp. A la cual la presión de vapor es igual a 1 atmósfera o 14.7 PSI es conocida como el punto ebullición normal. La ecuación de Clappeyron entrega la relación cuantitativa entre presión y temperatura donde: P = presión de vapor T = Temperatura absoluta Lv = Calor latente de vaporización V = Incremento en volumen mientras se vaporiza 1 mol. Asumiendo el calor latente de vaporización constante, ley de gas ideal. Fracción molecular y peso molecular El análisis de una mezcla de gases puede ser expresado como la razon de un número de moles de un componente dado sobre el total del número de moles presente o fracción molar de cada componente. El análisis puede ser también expresado como fracción en volumen o fracción en peso o fracción de presión de cada componente presente. Bajo un juego limitado de condiciones las mezclas gaseosas, pueden regirse con las leyes del gas ideal y puede ser demostrado ya que la fracción molar es igual a la fracción en volumen pero no a la fracción en peso. El promedio de peso molecular de una mezcla de gas es igual a la suma de la fracción.

15

Presión y temperatura Crítica A presión de vapor y temperatura bajas, el equilibrio entre

vapores

y

líquidos tienen propiedades extremadamente diferentes siendo, la densidad del gas pequeña y la del líquido grande. 1.1.9. CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL “El gas natural es una mezcla de gases de hidrocarburo con algunas impurezas, principalmente el nitrógeno (N2), sulfuro de hidrógeno (H2S), y dióxido del carbono (CO2). Los gases que contienen cantidades significativas de H2S y CO2, o ambos, son conocidos como gases agrios o ácidos. Estas impurezas deben quitarse antes de que el gas se use como un combustible. Los gases del hidrocarburo son el metano, etano, propano, butanos, pentanos y cantidades pequeñas de hexanos, heptanos y algunas fracciones más pesados. En gases usados como combustible, el metano es el componente principal, normalmente de 95 a 98%.”14 Normalmente, el gas natural es una mezcla de cadena recta o compuestos de hidrocarburos

parafinico. Sin embargo, ocasionalmente pueden estar

presentes compuestos aromáticos en el gas natural. La fórmula general para los hidrocarburos parafínicos es cnH2n+2, donde

n

es el número de átomos

del carbono. 1.1.10. COMPOSICIÓN DE LOS GASES La composición real de un gas natural puede variar en una amplia gama. Incluso dos pozos de gas que producen del mismo reservorio pueden tener composiciones del hidrocarburo típicas del gas producido de diferentes tipos

14

Zambrano J. Curso de ingenieria de gas Natural Petrocapacitacio 2001

16

de reservorio según la presión decline. Esto se presenta en un reservorio retrógrado condensado. TABLA N° 4 COMPOSICIÓN GAS, HUMEDO, SECO Componente

Símbolo

Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano Hexano Heptano Más

C1H4 C2H6 C3H8 i- C4H10 n- C4H10 i- C5H12 n- C5H12 C6H14 C7H16 > C7H16

Gas Asociado 27.52 16.34 29.18 5.37 17.18 2.18 1.72 0.47 0.04

Gas Húmedo

Gas Seco

59.52 5.36 4.71 2.03 2.39 1.80 1.61 2.60 19.98

97.17 1.89 0.29 0.13 0.12 0.07 0.05 0.04 0.24

100.00

100.00

100.00

Fuente:H. Dale Begg Gas production Operations Oil & Gas 1984

Aunque los gases naturales contienen fragmentos pequeños de componentes de hidrocarburos mucho más pesados que el heptano, la mayoría de los análisis agrupa a todos los componentes más pesados en una categoría 15 denominada “Hepatnos plus” o C7+.

15

H. Dale Begg Gas production Operations Oil & Gas 1984

17

TABLA N° 5 NOMBRE COMERCIALES PRODUCTO COMERCIAL NOMBRE

CONTENIDO

FORMULA

Metano

CH4

Natural Gas

Etano

C2H6

Natural Gas

Propano

C3H8

Natural Gas, propano

Isobutano

C4H10

Natural gasolina, butano

Butano

C4H10

Natural gasolina, motor, gasolina, butano

Pentanos

C4H12

Natural gasolina, motor, combustible

Hexanos

C6H14

Natural, gasolina, motor,

Heptanos

C7H16

Combustible

Octanos

C8H18

Natural, gasolina, motor, combustible

Decanos

C10H20

Natural, gasolina, motor, fuel

Tetradecanos

C14H30

Motor, combustible

Hexadecano

C16H34

Kerosene, aceites livianos.

Triacontano

C30H62

Aceites minerales

Tetracontano

C40H82

Livianos, aceites lubricantes, fuel oil

Asphalteno

> C40H82

Asfaltos, breas, bunker

Fuente:H. Dale Begg Gas Productio Operations Oil & Gas 1984

La tabla N°5, de Katz, lista algunos de los componentes de petróleo y los productos comerciales que contienen estos componentes. En este estudio sólo se consideran a los constituyentes dentro del rango de efluentes de pozos condensados y más ligeros.

18

1.2 GASES COMBUSTIBLES “La capacidad calorífica de un sistema es la cantidad de energía calorífica necesaria para alzar la temperatura en un grado centígrado. Bajo la condición especificada, si la cantidad de masa es un gramo se le denomina calor específico y si es una mol representa la cantidad específica molar.”16 1.2.1. "PODER CALORÍFICO NETO" O INFERIOR. Es el calor liberado, cuando se quema un kilogramo de combustible que se halla a la temperatura de 15°C y los productos de la combustión se enfrían a 15°C.

1.2.3. “PODER CALORÍFICO BRUTO” O SUPERIOR

Si los productos de la combustión se enfrían a 15°C y además se condensa el vapor de agua contenido en los gases de combustión no se condensa, se obtiene el poder calorífico bruto o superior. Como en la mayor parte de los procesos industriales contenidos en los gases de chimenea o combustión no se condensa, la base más lógica para juzgas la eficiencia térmica del equipo es el poder calorífico neto o inferior. “El calor que se desarrolla cuando se condensa 1 kilogramo de agua a 15° C, es igual a 587.9 calorías o sea 447.5 Cal para 1 metro cúbico de vapor de agua (medido a 15° C). El poder calorífico neto puede ser calculado del poder calorífico bruto substrayendo la cantidad de calor que se produciría si se condensa el vapor de agua del gas de combustión.”17

16 17

Romo Luis, Termodinámica Química Ed. Universitaria 1972 Romo Luis, Química Física, Ed. Universitaria

19

TABLA N° 6 PODER CALORÍFICO DE LOS GASES

Densidad Kgs por metro cúbico Peso molecular

MATERIAL

Poder Calorífico Calorías por m3 a 15º C

Análisis en volumen por ciento H2

CH4

C2H4

C2H5 C3H6

C3H8

C4H8

C4H10 +C1OH12

Inertes

Superior

Inferior

1. Hidrógeno

2.0

0.0850

100

_

_

_

_

_

_

_

_

_

2897

2451

2. Metano

16.0

0.6772

_

100

_

_

_

_

_

_

_

_

8994

8102

3. Etano

30.0

1.2709

_

_

_

100

_

_

_

_

_

_

16000

14654

4. Etileno

28.0

1.1971

_

_

100

_

_

_

_

_

_

_

14387

13486

5. Propano

44.0

1.8646

_

_

_

_

_

100

_

_

_

_

22997

21205

6. Propileno

42.0

1.7812

_

_

_

_

100

_

_

_

_

_

20822

19485

7. Butano

58.0

2.4552

_

_

_

_

_

_

_

100

_

_

29861

27623

8. Destilado del despropanizador

31.2

1.3207

_

4.3

82.7

_

13.0

_

_

_

_

16624

15242

9. Gas de cracking seco

21.7

0.9179

_

64.5

3.6

16.0

1.9

6.7

1.3

2.9

0.6

_

11730

10696

10. Coquefacción seco

28.8

1.0077

9.5

44.6

7.4

24.3

1.5

14.0

_

2.5

_

_

13041

11944

11. Reformación seco

30.2

1.2757

4.9

27.5

3.3

27.6

3.0

22.4

_

7.2

_

_

15554

14190

12. Gas de cracking seco

28.6

1.2115

3.8

40.2

_

21.2

1.1

23.8

_

6.6

_

_

14413

13147

13. Gas natural seco

18.6

0.7879

_

86.6

5.1

8.6

_

3.9

_

0.7

0.2

_

10340

9359

14. Gas de cracking húmedo

30.6

1.2934

6.4

30.6

19.5

19.1

10.6

16.8

5.9

5.5

_

_

15920

14663

15. Gas de coquefacción húmedo

23.7

1.0045

9.8

45.9

3.7

11.3

6.6

_

3.2

_

_

12702

11606

16. Gas de reformación húmedo

29.8

1.2629

6.2

29.5

6.7

18.7

14.2

23.7

_

1.0

_

_

15278

13950

17. Gas de cracking húmedo

35.0

1.4811

_

34.6

1.7

21.6

4.7

17.4

3.0

7.5

9.3

_

18344

16865

18. Gas natural seco

17.9

07558

_

90.7

_

6.2

_

2.1

_

10

_

_

9912

8958

19. Catálisis fluída seco

29.4

1.2452

5.5

31.7

7.0

8.7

15.1

24.7

_

0.4

_

6.5

14342

13103

20. Catálisis Houdry seco

26.0

1.1008

11.8

35.2

6.6

9.3

9.8

19.8

_

0.4

_

7.1

13201

12060

21. Catálisis T.C.C. seco

25.2

1.0639

19.5

24.6

8.2

9.6

10.0

20.6

_

_

_

7.5

12336

11267

22. Gas de refinería seco

28.0

1.1875

3.3

36.0

5.4

18.2

7.5

19.7

_

1.9

_

8.0

13727

12541

23. Gas de refinería seco

24.6

1.0430

2.6

53.3

1.9

19.0

6.1

13.6

_

07

_

2.8

12791

11677

24. Gas

Fuente: H. S. Bell Tecnología del Gas Natural Ed. Diana 1959

20

Reacciones de la combustión.- Las reacciones fundamentales de la combustión se muestran en la tabla 79. Si se dispone del análisis elemental del combustible, estas reacciones son todo lo que se requiere para resolver muchos cálculos de combustión. TABLA N° 7 REACCIONES DE COMBUSTION Reacción

Combustible

Peso

Poder

Kg. Aire/kg

Molecular

Calórico

comb.

Cal./Kg 1. H2 + 1/2 02 = H2O

Hidrógeno

2

34440

34.8

2. C + 02 = C02

Carbono

12

8110

11.6

3. C + V2 02 = CO

Carbono

12

2440

5.8

CO

28

5640

2.48

5. S + 02 = 502

Azufre

32

2250

4.35

6. CH4 + 202 = C02 + 2H20

Metano

16

13220

17.28

7. C2H4 + 3 O2 =2C02 + 2H2O

Etileno

28

12000

14.81

8. C2H6 + 5 O2 =2C02 + 3H20

Etano

30

12580

16.13

4. CO +1/2 02 = C02

Fuente: H. Dale Begg Gas Production Operations Oil&Gas 1984

El examen de estas ecuaciones químicas nos proporciona la siguiente información: 1. Peso de los materiales que reaccionan. 2. Volúmenes de los gases que reaccionan

Por Ejemplo:

“La reacción 1 indica que un m3 de hidrógeno reacciona un ½ m3 de vapor de agua. De la misma manera la reacción 6 nos muestra que un volumen de metano requiere dos volúmenes de vapor de agua. Los volúmenes son directamente proporcionales a las moles, y por lo tanto, el número de moles que reaccionan es directamente proporcionales al número de volúmenes

21

reaccionantes. Siendo el peso molecular del metano 16 y del oxígeno 32, en la reacción 6.16 Kg de metano reaccionan con 2 x 32 Kg de oxígeno para producir 44 Kg de anhídrido carbónico y 2 x 18 Kg de agua. El conocimiento de esta reacciones elementales de la combustión, juntamente con los datos de los calores específicos de los productos gaseosos, constituyen las bases de casi todos los cálculos de combustión MEKLER Y FREDERSDORF presentar fórmulas algebraicas sencillas, por medio de las cuales la mayoría de las constantes de combustión de los combustibles gaseosos pueden ser calculadas a base de datos, tales como el peso específico o el peso molecular. En función del peso específico del gas (peso) molecular dividido por 28.9 el calor de combustión (calorías por metro cúbico) y la cantidad teórica de aire requerida (metros cúbicos por metro cúbico de combustible) son: Poder calorífico bruto o superior = 1915 + 133709 Poder calorífico neto o inferior = 1380 + 12700 9 Metros cúbicos de aire = 1.15 + 15 9 “18

1.2.4. APLICACIONES COMO COMBUSTIBLE La mayor parte del gas natural se emplea en procesos de calefacción industrial y doméstica y particularmente en los Estados Unidos, su empleo se puede comparar con el gas de hulla de muchos otros países. Su facilidad de control, uniformidad en la composición, ausencia de substancias indeseables y elevada potencia calorífica, que promedia las 10000 kcal / m3, hacen que sea este gas el combustible ideal en una serie ilimitada de aplicaciones. Se puede decir que los únicos factores que restringen su empleo como combustible son su asequibilidad y precio, el cual depende considerablemente del costo relativo de los otros combustibles cuyo centro de producción este más próximo al consumidor.

18

H. Dale Begg Gas Production Operations Oil&Gas 1984

22

Cuando existe un gasoducto, la aplicación del gas natural es muy sencilla por medio de dispositivos y quemadores adecuados para todas las necesidades domésticas e industriales. El gas natural, aunque no se utiliza tan extensamente como combustible de motores de explosión, ofrece una fuente inmediata de energía para centrales energéticas situadas cerca de los centros de producción. En muchos países que son deficitarios en otras clases de combustible se emplea también metano o gas natural para motores poseen excelentes cualidades antidetonantes, pudiéndose emplear en máquinas de mayor relación de comprensión que las diseñadas normalmente para gasolina. 1.2.5. Utilización como materia Prima

El gas natural húmedo tiene una importancia primordial fuente de aprovechamiento de gasolina, para lo cual se suele transportar el gas a las unidades de extracción, en donde se le separa de los hidrocarburos líquidos que forman la llamada gasolina natural o gasolina rectificada. Los hidrocarburos gaseosos más fácilmente condensables tales como propano y butano se pueden extraer también en estas condiciones, quedando un gas residual "pobre" con casi las mismas propiedades que el gas seco.

Al considerar las reacciones del gas seco natural que procede de los pozos o del gas residual pobre de las plantas de extracción, se puede suponer con seguridad que se compone principalmente de metano. La descomposición de estos gases suministra, por tanto, una fuente de carbón e hidrógeno. El metano por ejemplo, puede emplearse como producto de partida en la preparación de alcohol metílico y formaldehído por oxidación, o en la obtención por cloración del cloruro de metilo. El negro humo, de tanta importancia en la industria es también un producto obtenido, bien por la combustión incompleta del metano o por su cracking térmico. El hidrógeno puede producirse por la pirolisis a alta

23

temperatura del metano o por reacción de éste con vapor de aguay por combinación con nitrógeno obtenido del aire se convierte en amoníaco. “El gas natural se usa como combuistible pero tambien se le hace oxidar para producir negro de humo, y por medio de las actuales plantas se producen luego de la quema de gas monóxido de carbono e hidrógeno que luego son sintetizados principalmente en gasolina y en numerosos productos químicos tales como alcoholes: metilico, propilico, butílico, acetaldehído, ácido acetico, acetona.”19 1.3.

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN DE GAS EN LA

ESTACIÓN LAGO NORTE A continuación se detallan los componentes mecánicos que se encuentran instalados en la estación Lago Norte.

Componentes de la Planta: DESCRIPCIÓN 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

SCRUBBER TORRE VERTICAL CON REGADERA TANQUE CON REGADERA MOTOR ELECTRICO 100HP BOMBA DURCO DESHIDRATADOR UNIDAD DE REFRIGERACIÓN

CANTIDAD 3 1 1 1 1 1 1

8. VALVULAS DE COMPUERTA 2 x 150

1

9. V ALVULAS CHECK

1

10. SENSORES DE NIVEL

4

11. BRIDAS

3

12. MANÓMETROS

8

13. INDICADORES DE FLUJO

1

14. REDUCCION

1

15. VALVULA DE COMPUERTA 4" x 300

5

19

Nelson, W.L: Refinación de petroleos Ed. Reverte 1958

24

El gas que se toma de la descarga de los compresores, se encuentra a 18 psi de presión, a una temperatura de 110° F, este gas pasa a través de una tubería de 4" de diámetro para entrar en contacto con el primer componente de la planta que es un scrubber el mismo que consta de un desnatador, un mist stractor cuya intención es de descargar los compuestos de C5 a C8 estos caen por el drenaje debido a las fuerzas de gravedad. A estos compuestos se los denomina condensados. En el scrubber se encuentran ubicados dos censores de fluido los que cumplen las funciones de evitar que se llene completamente el scrubber, además se encuentra también un manómetro para conocer las presiones a las que está entrando el gas y por tanto a la presión que está trabajando el scrubber. El gas contiene alrededor del 15% del peso de CO2 , entra a la Torre Vertical donde se va ha cumplir la separación de CO2 por medio de lavado que a continuación se detalla: La torre cuenta con cinco regaderas superiores por donde circula agua que es bombeado por la bomba Durco de 100 hp; ésta baja chocando con el gas proveniente del scrubber, el cuál sube atravesando los 12 platos o waffles que se encuentran ubicados dentro de la Torre Vertical, estos waffles se encuentran ubicados a distancias estratégicas para que así tanto el gas como el agua tengan un tiempo mayor de residencia en dicho elemento, estos platos son una especie de campanas lo cual hace que área de contacto entre e agua y e gas, aumente, con este mecanismo obtenemos una reducción del 10% de CO2 así cuando el gas sale de la Torre Vertical tendremos un gas con el parámetro necesario en lo que compete al CO2 para que entre a las turbinas cuyo valor es del 5% como máximo. En la torre vertical están instaladas dos válvulas fisher que están en alto y bajo nivel, la de alto nivel está conectado a un controlador automático que apaga la bomba en el caso de que exista agua en exceso. El agua se drena, y el CO2 va saliendo como H2C03 que es ácido carbónico este pasa por una flauta hacia el tanque donde se separa el H20 y se libera el CO2.

25

Por otra ramificación donde sale el gas con menos del 10% en peso de CO2pasa a un segundo scrubber y que cumple los mismos fines que el primero, también cuenta con un desnatador con medidor de fases para lo que es gasolinas y lo que es agua, aquí se separaran mas condensados.

Al igual que el anterior scrubber el segundo cuenta también con indicadores de nivel y un manómetro. Posteriormente el gas que sale del segundo scrubber entra directamente a un deshidratador el cuál en su interior tiene unos tubos delgados en forma de serpentín que va conectado a una unidad de enfriamiento, por el cuál circula freón, que es un gas que se encarga del enfriamiento del gas natural; el mismo que al enfriar al gas natural ayuda a condensar la mayor parte de residuos, entre los que tenemos gasolina natural y una parte de sólidos.

El propósito del deshidratador es que pase el gas lo más seco posible y que la humedad sea retenida para que no cause problemas a los equipos. Luego el gas pasa a un tercer scrubber que es el final, y a partir de pasa directamente a las turbinas de generación de energía eléctrica, a través de una línea de 4 plg., es por eso que el control en este último scrubber y en general en toda la planta es importante para así poder obtener el máximo rendimiento y eficiencia en las turbinas. El agua que se toma para la torre vertical está dentro de un circuito cerrado. El agua descarbonizada que pasa por la torre vertical eliminando gran parte del CO2 pasa a reposar en el tanque de almacenamiento de agua que también tiene regaderas las rocían el agua contaminada, ayudando así a que esta agua se recircule otra vez al proceso.

26

Como esta agua cumple la función específica de eliminación de C02 también trae consigo elementos como C3 y C4 los cuales forman una atmósfera gaseosa dentro del tanque.

GRAFICO N° 1 TORRE VERTICAL CON REGADERA

27

GRAFICO N° 2 SCRUBER

28

1.4.-Análisis Cromatografico “Keulemans ha definido la cromatografía como un método físico de separación en el cual los componentes a separar se distribuyen entre dos fases, una de las cuales constituye la fase estacionaria, de gran área superficial, y la otra es un fluido (fase móvil) que pasa a través o a lo largo de la fase estacionaria.”20 La fase estacionaria puede ser un sólido o un líquido dispuesto sobre un sólido que actúa como soporte, de gran área superficial. La fase móvil es un fluido (puede ser gas, líquido o fluido supercrítico) que se usa como portador de la mezcla.

21

En la cromatografía ocurren dos fenómenos muy importantes y que son prácticamente los rectores del proceso de separación: la adsorción y la

absorción. “La adsorción es la retención de una especie química en los sitios activos de la superficie de un sólido, quedando delimitado el fenómeno a la superficie que separa las fases o superficie interfacial. Esta retención superficial puede ser física o química. La adsorción depende de la naturaleza de la substancia adsorbida, de la temperatura, de la naturaleza y estado de subdivisión del adsorbente, y de la concentración.

La absorción es la retención de una especie química por parte de una masa y depende de la tendencia que tiene ésta a formar mezcla o reaccionar químicamente con la misma.” Existen muchas maneras

de

clasificar

los

métodos

cromatográficos.

Según, Giddings, se puede clasificar la Cromatografía por sus variantes:  20 21

Fase Móvil (puede ser gaseosa, líquida ó fluido supercrítico)

MacNair H. Cromatografía de gases Secretaria OEA De Garcia Stort, Fundamentos de la Cromatografía de gases Ed. Alambra 1968.

29



Fase Estacionaria



Mecanismo de Retención (tipos de equilibrios implicados en la transferencia de los solutos entre las fases).



Forma de Contacto entre las fases (columna ó superficie plana)



Dimensionalidad



Escala Física



Gradientes

1.4.1. Teorías del proceso Cromatográfico

“El proceso cromatográfico, aparentemente simple en práctica, es en realidad una compleja unión de fenómenos tales como hidrodinámica, cinética, termodinámica, química de superficie y difusión. Hasta la fecha se han propuesto muchas teorías, que incluyen complejos modelos matemáticos para poder explicar el comportamiento de los solutos en las columnas cromatográficas. Las más estudiadas son: La Teoría de los Platos Teóricos (Martin y Synge), la Teoría Cinética (Van Deemter, Zuiderweg, Klinkenberg y Sjenitzer) y la Teoría Desarrollada (Golay) para Columnas Capilares. Según la Teoría de los Platos, una columna cromatográfica está constituída por una serie de platos que contiene una fase estacionaria. Supone que el volúmen de fase estacionaria en cada plato es constante; que el volúmen de fase móvil es constante de plato a plato; que en cada plato las dos fases están en equilibrio, y que el valor del Coeficiente de Distribución es constante e independiente de la concentración del soluto. La principal desventaja de la Teoría de los Platos Teóricos es la falta de conexión entre la eficiencia de la columna cromatográfica, el tamaño de la partícula, la difusión, la velocidad de flujo y la temperatura. La otra desventaja es que utiliza un modelo basado en muchas suposiciones.”22 22

Rouland F. La practica de la Cromatografía de Gases

30

La Ecuación que rige esta teoría es: N = 16(tr/w)2 La Teoría Cinética considera el proceso cromatográfico en función de los factores

cinéticos

que

intevienen

en

él.

Siendo estos factores: 

Las múltiples trayectorias (diferentes rutas) que toma un soluto durante su movimiento (migración) a través del empaque de la columna, provocando variaciones en la velocidad del flujo.



La Difusión Axial o Longitudinal del soluto en la fase móvil.



La cinética de la resistencia a la transferencia de masa entre las fases móvil y estacionaria.

La Ecuación de Van Deemter, HETP ó H = A + B/m + Cm donde m = L(cm)/ traire(seg)”

1.4.2. Columna Es el lugar donde ocurre la separación. Se dice que es el corazón de un cromatógrafo. Los materiales con los cuales generalmente se pueden elaborar las columnas son:

cobre,

aluminio,

acero

El relleno puede ser un sólido, ó un

inoxidable, líquido

vidrio

recubriendo

ó

teflón.

un

sólido.

Podemos clasificar las columnas según el propósito del proceso cromátografico: 



Empacadas o

Analítica

o

Preparativas

Capilares o

W.C.O.T. (Wall Coated Open Tubular)

o

S.C.O.T. (Support Coated Open Tubular)

31

Factores que Afectan la Eficiencia de una Columna 

Longitud de la Columna



Diámetro de la Columna (1/4", 1/8", 1/16" de diámetro externo)



Tamaño de las partículas del relleno



Naturaleza de las fases



Cantidad de fase estacionaria



Temperatura de la columna



Velocidad del gas portador



Cantidad de muestra inyectada



Material del cual está elaborada la columna



Enrollado de la columna

1.4.3. Soporte “La función básica del soporte es la de "mantener" (sostener, retener) la fase estacionaria. Idealmente debería ser un material inerte que "mantiene" la fase estacionaria

sobre

su

superficie

como

una

película

delgada.

La mayoría de los soportes cromatográficos está hecha de diatomita. Químicamente es casi todo sílice, con algunas impurezas. También se conoce como Tierras Diatomáceas ó Kiselguhr (palabra alemana). Domina el campo de los soportes debido a su estructura, superficie y disponibilidad. Hay que tener en cuenta dos cosas a la hora de escoger un soporte: 1. La Estructura, ó Características Físicas (contribuye a la eficiencia de la columna cromatográfica): o

Tamaño de partícula

o

Diámetro del poro

o

Densidad

o

Área Superficial

2. la Química de Superficie ó Características Superficiales (gobierna la participación del soporte en los resultados de la separación). o

Grupos silanoles activos

32

Iones metálicos

o

Además de las características anteriores, la selección del soporte va a depender también de: 

la naturaleza de la muestra



la naturaleza de la Fase Líquida



el uso que se le va a dar a la columna:



o

General

o

Específico

Precio

Podemos

resumir

que

un

buen

soporte

debe

reunir

las

siguientes

características: 

Elevada Superficie por unidad de volúmen



Estabilidad Térmica



Dureza mecánica suficiente para que pueda resistir los procedimientos de revestimientos y relleno



Inactividad química o de adsorción



Baja resistencia al paso de la fase móvil

La eliminación ó reducción de los sitios activos de adsorción (también conocido como Desactivación de la Supeficie) de un soporte cromatográfico puede efectuarse de varias maneras: 

Remoción por lavado con ácido (NAW ó AW)



Eliminación ó Remoción por reacción del Grupo Silanol



Saturación de la superficie con una fase líquida



Impregnando ó recubriendo con material sólido inerte

1.4.4. Fase Estacionaria Líquida

Al hablar de fase estacionaria líquida entramos en contacto con dos palabras ó términos: Polaridad y Selectividad. 33

Las fases líquidas podemos clasificarlas según sus polaridades cromatográficas, nos valemos de unas constantes que determinan dicha polaridad. Existen dos sistemas: 

Constante de Rohrchneider



Constante de McReynolds

Existen muchas discusiones sobre este tema para poder definir y describir el parámetro polaridad en cromatografía, podemos decir que la polaridad de una fase estacionaria líquida se refiere a las interacciones intermoleculares que involucra dipolos permanentes. Selectividad es definida como las diferentes atracciones intermoleculares Varias cualidades ha de reunir un líquido para servir como fase estacionaria: 

Viscosidad



Tensión Superficial



Tensión de Vapor



Selectividad respecto a los componentes de la fase móvil



Reversibilidad del Reparto



Estabilidad Térmica

1.4.5. Gas Portador El gas portador cumple básicamente dos propósitos: Transportar los componentes de la muestra, y crear una matriz adecuada para el detector. Un gas portador debe reunir ciertas condiciones: 

Debe ser inerte para evitar interacciones (tanto con la muestra como con la fase estacionaria)



Debe ser capaz de minimizar la difusión gaseosa



Fácilmente disponible y puro



Económico

34



Adecuado al detector a utilizar

23

1.4.6. Detectores “Un detector es un dispositivo para revelar la presencia de las sustancias eluídas a la salida de la columna cromatográfica. Podemos expresar que el detector son los "ojos" de un cromatógrafo. El Detector es un dispositivo capaz de convertir una propiedad física, no medible directamente, en una señal elaborable y ofrecernos información sobre la

naturaleza

y

magnitud

de

la

propiedad

física.

En cromatografía un detector funciona comparando una propiedad física entre el gas portador puro y el mismo gas portador llevando cada uno de los componentes que previamente se han separado en la columna, esta acción se traduce en una señal tipo eléctrica, que posteriormente se amplificará mediante un registrador gráfico ó integrador permitiendo indicar el momento que salen de la columna los componentes.”24 1.4.7. Clasificación de los detectores Estos pueden ser clasificados: 

Detectores según su Grado de Selectividad : o

Universales. Responde a la mayoría de los solutos que pasan por él.

o

Específicos ó Selectivos. Exhibe una gran respuesta a un grupo particular de substancias con un mínimo de respuesta a otras.



Detectores

Destructivos

y

No

destructivos.

Esta

clasificación,

obviamente, es en referencia a si la muestra es destruída o no. 

Detectores según su Modo de Respuesta: o

Dependientes del Flujo Másico. Producen una señal que es proporcional a la cantidad de soluto que pasa a través de él en la

23 24

De garcia Stort, Fundamentos de la Cromatografía de Gases Ed. Alambra 1968 www.google .com

35

unidad de tiempo pero es independiente del volúmen de gas portador requerido para la elución. o

Dependiente de la Concentración. Dan una señal proporcional a la cantidad de soluto por unidad de volúmen de gas portador que pasa a través de él.



Detectores

según

el

proceso

de

detección

Ionización,

Óptico-

espectroscópico, Electroquímico, etc. 1.4.8. Características de los Detectores 

Sensibilidad. Medida de la efectividad de un detector para convertir la muestra en una señal eléctrica medible.



Linealidad. Rango de masa ó concentración de muestra sobre el cual el detector mantiene una sensibilidad constante sin una desviación arbitraria. El significado práctico de la linealidad del detector es el que le indica al analista la concentración para la cual el detector es confiable. Hay dos límites en la curva de linealidad: o

El límite de concentración inferior, que es dado por el límite de detección y,

o

El límite Superior, definido por un porcentaje de desviación arbitrario de la curva de linealidad, normalmente se toma un 5% de desvisción.



Rango Dinámico Lineal. Rango sobre el cual la sensibilidad del detector es constante.



Ruido. Es cuantificado por el promedio de la amplitud pico-pico de la señal. El significado de conocer el nivel de ruido de un detector es un factor determinante en la determinación de la cantidad mínima detectable y el límite inferior del rango lineal.



Límite de Detección. Está definido como la mínima cantidad de substancia que puede producir una señal que sea el doble del nivel de ruido.



Corriente de Fondo. Señal constante de salida generada por el proceso en el que un detector está operativo sin que alguna substancia pasa a

36

través de él. Esta señal es muy importante, ya que permite diagnosticar el buen o mal funcionamiento del detector. 1.4.9. Detectores más usados en Cromatografía de Gases 

“Detector de Conductividad Térmica. Mide la conductividad térmica del gas portador, ocasionada por la presencia de substancias eluídas.



Detector de Ionización a la Llama. Basado en la medida de las variaciones de la corriente de ionización en una llama oxígeno-hidrógeno debido a la presencia de substancias eluídas.



Detector de Captura Electrónica. Basado en la electronegatividad de las substancias eluídas, y su habilidad para formar iones negativos por captura de electrones.



Detector de Fotometría a la Llama, Basada en la medida de la intensidad de la emisión molecular de la fluorescencia de heteroátomos en las moléculas orgánicas.



Detector de Ionización de Llama Alcalina



Detector de Espectrometría de Masas”25

1.4.10. Cromatograma y su Interpretación Los siguientes términos son los utilizados en un cromatograma típico y recomendados por la IUPAC: 

Line Base



Pico



Base del Pico



Área del Pico



Altura del Pico



Ancho del Pico



Ancho del Pico a la mitad de la Altura

Medida de la Altura ó Área de Pico

25

McNair, Cromatografía de Gases Secretaria General OEA

37



Altura del Pico



Área del Pico.

Existen varias técnicas para la determinación del Área de un Pico Cromatográfico: o

Integración Manual 



o

Métodos Geométricos 

Triangulación



Altura por ancho a la mitad de la Altura

Métodos Mecánicos 

Planimétricos



Corte y Pesada

Integración Automática 

Electromecánica



Electrónica

1.4.11. Análisis Cualitativo Los procedimientos para identificación de los picos cromatográficos podemos dividirlos en dos categorías: 



Identificación Cromatográfica o

Por Datos de Retención

o

Por Serie Homólogas (Indices de Retención de Kovacs)

Identificación No Cromatográfica o

Análisis Clásicos

o

Identificación por:

o



Adición de Estándar



Formación de Derivados



Sustracción de un Componente

Identificación con Técnicas Auxiliares: UV, IR, MS, RMN

38

1.4.12. Análisis Cuantitativo Existen varios métodos para cuantificar un pico cromatográfico:  

Normalización de Área Normalización de Área con Factores de Respuesta



Estandarización Externa



Estandarización Interna

GRAFICO N° 3 ESQUEMA DEL CROMATOGRAFO

La figura representa el esquema de las partes básicas de una cromatografía de gas: 1. Cilindro de gas 2. Control de caudal de gas

39

3. Entrada de la muestra 4. Termostato de la columna 5. Columna 6. Detector 7. Registro gráfico”26 1.5. METODO PARA CUANTIFICAR LOS VOLÚMENES DE GASES Los principios de la baja de Presión

“Siglos atrás se descubrió que el fluido que pasa a través de un conducto podía medirse colocando un obturación para causar una disminución en la presión del fluido al pasar éste por la obturación. Esta baja de presión se llama presión diferencial. El término diferencial viene de la palabra “Diferencia” y se refiere precisamente a la diferencia de presión del flujo antes y después del plato de orificio. Se descubrió que había una relación directa entre la velocidad del flujo que pasa (volumen de flujo por unidad de tiempo Q/t = y la baja de presión o diferencial) “27 Dimensiones para conexiones de presión.- conexiones en tubería.

TABLA N° 8 DIMENSIONES PARA CONEXIONES DE TUBERÍA Tamaño nominal Diámetro Distancia desde La placa aguas de tubería interno aguas arriba abajo 2 pulgadas 2067 5-1/4” 1 4-1/2” 3 pulgadas 3068 7-3/4” 2 1/2" 4 pulgadas 4026 10” 2 8-1/4” 6 pulgadas 6065 1 3-1/8” 4 1/2" 8 pulgadas 8071 1 8-1/4” 5 4-1/2” 10 pulgadas 10136 2 1-1/2” 6 9 –1/2” 12 pulgadas 12090 2 6-1/4” 8 3/4 16 pulgadas 15250 3 2-1/8” 10 2” 20 pulgadas 19182 4 12 9-1/2” Fuente: Manual de Petroproducción

26

McNair, Cromatografía de Gases Secretaria General OEA

27

Carrillo I., Operaciones de producción de Superficie, Petroproducción 1996

40

1.5.1. La placa de orificio

“La placa o plato de orificio es un disco con un orificio concéntrico y un asidero o mango, que permite un manipuleo con mayor facilidad. En este asidero debe ir siempre marcado el diámetro del orificio del plato. La diferencia que se mide entre las presiones flujo antes Pl y flujo después P2 del plato de orificio es la diferencia que se registra por medio del elemento diferencial en el medidor de orificio ver el gráfico 45 se puede observar que el flujo de gas al pasar el orificio de la placa se contrajo y al pasar se expande nuevamente y más de la mitad de la presión que se pierde en la placa se recupera.”28 Para medir la cantidad de gas se instala entre las bridas de orificio un plato de orificio con dos empaquetaduras una a cada lado de tal modo que el plato quede enmarcado por los pernos de las bridas. Es así como el orificio del plato es concéntrico a las bridas y la tuberías instalada de este modo el plato es un elemento de obstrucción y la velocidad del flujo en este punto es mayor que en cualquiera otra parte de la tubería con la consecuente disminución de presión estática. 1.5.2. Dimensiones de la placa de Orificio

American Gas Association Comunittee; establece ciertas normas para el dimensionamiento de la placa de orificio que será usado en la medición de gas. a) Para una tubería de diámetro nominal de 4 pulgadas o menor la place de orificio será de no menor de 0.060 de pulgadas de grosor y o más de 0.130.

28

Carrillo I. Operaciones de Producción de Superficie, Petroproducción 1996

41

b) Para una tubería de diámetro nominal de 6 pulgadas, el grosor de la placa será de por lo menos de 0.010 de pulgada pero no mayor de 0.255. c) Para una tubería de más de 6 pulgadas de diámetro el grosor de la placa no será menor a 0.100 de pulgadas y no mayor a 1/30 del diámetro interno, pero en ningún caso será más de 0.505 de grosor. d) El grosor del borde del orificio no excederá de: 1. 1/30 del diámetro del conducto 2. 1/8 del diámetro del orificio 3. 1/8 del resultado obtenido al restar el diámetro del orificio del diámetro del conducto.

Dd 8

1.5.3. La razón Beta Para abreviar cálculos, se ha dado el nombre de razón beta al resultado que se obtiene dividiendo el diámetro del orificio por el diámetro interno del conducto donde se instala el orificio, razón beta =

d

que debe quedar dentro de ciertos

D

rangos para ser aceptables, para conexiones de brida no menos de 0.15 pulgadas y no más de 0.70 para conexiones de tubería no menos de 20 ni más de 0.67 1.5.4. Medidores de Gas

Instrumento cuya función es presentar gráficamente las condiciones de presión a las que fluye el gas (presión estática y presión diferencial), por medio de un sistema de relojería cuyo tiempo de duración es completar una vuelta 360 o en la carta acondicionada de acuerdo a los requerimientos. De la lectura de estas presiones y otras informaciones como el tamaño del orificio etc. Se calcula el flujo que pasa de gas por dicho orificio (volumen de

42

flujo por unidad de tiempo). Hay dos presiones registradas por el medidor de orificio: presión estática y presión diferencial. Se le puede considerar como la presión del conducto y se mide por medio de un rubo de resorte del mismo tipo usado en un manómetro común. Se toma usualmente en le conducto del flujo de gas después de la placa de orificio. 1.5.5. Presión Diferencial

“El propósito del medidor de orificio y su equipo auxiliar es en primer lugar medir una disminución de presión el conducto y medir esta disminución o presión diferencial. La presión diferencial es la diferencia entre dos presiones, la presión diferencial a través de un orificio dentro de una línea es la diferencia entre la presión de ingreso antes de que el gas pase a través del orificio, la diferencia de presión se mide en pulgadas de mercurio que para efectos de cálculos se tiene que convertir en pulgadas de agua hw. Toda vez que se cambia el disco a un medidor de flujo se debe comprobar que las plumas que registran ambas presiones (Pf y hww) una vez desfogadas las conexiones deben marcar el cero.”29 Después de años de experimentación con diferentes dispositivos mecánicos, la industria petrolera ha estandarizado la placa de orificio plana, ya que es el dispositivo más práctico de instalar en un conducto de gas con fin de crear una presión diferencial. 1.5.6. Presión Absoluta

Es la presión medida más la presión atmosférica así por ejemplo la presión atmosférica al nivel del mar es igual al 14.7 psia y el disco nos marca una lectura de 30 libras por pulgada cuadrada de mercurio hallar la presión absoluta: 30 psig 14.7 psia= 44.7 psia. 29

Zambrano J, Curso de Ingenieria de Gas Natural Petrocapacitacion,2001

43

1.5.7. Presión atmosférica

La presión atmosférica varía de acuerdo con la elevación del punto en donde se mide, la nivel del mar la presión atmosférica es 14.7 psia ( 1033 gr/cm2). El aire de la atmósfera presiona sobre la tierra con una presión de 14.7 al nivel del mar, a una elevación más alta como la cima de una montaña la presión es naturalmente menor ya que hay menos atmósfera que presiona sobre la superficie. “La presión atmosférica se mide por el barómetro en pulgadas de mercurio y estas medidas se las corrige a la altura equivalente de la columna de mercurio al 32 oF. El promedio de la presión atmosférica para campos de gas es cerca de 14.4 psia.”30 Los valores promedios de la presión atmosférica para varias alturas sobre el nivel del mar son dados en la siguiente tabla: TABLA N° 9 PRESION ATMOSFERICA PARA VARIAS TEMPERATURAS Altura en

Pulg. Hg.

pies

Presión

H en pies

Pulg. H.g.

psia

Presión psia

0

30.00

14.73

1000

28.99

14.24

100

29.90

14.69

1500

28.49

13.99

200

29.80

14.64

2000

27.98

13.74

300

29.70

14.59

2500

27.48

13.50

400

29.60

14.54

3000

26.97

13.25

500

29.49

14.49

3500

26.47

13.00

600

29.39

14.44

4000

25.95

12.75

800

28.49

14.34

4500

25.46

12.50

Fuente: Curso de Ingeniería de gas natural

30

Zambrano J., Curso de Ingenieria de Gas Natural, Petrocapacitación 2001

44

1.5.8. Lectura del Disco del medidor En un disco en que las lecturas son bastante regulares podemos tomar cualquier periodo de una hora e inspeccionando obtener un promedio durante esta hora, por ejemplo es de 20 pulgadas de agua la presión diferencial para el mismo periodo de tiempo da un promedio de 56.7 lbs por pulgada cuadrada , presión estática de donde se puede calcular que: 1.5.9. El disco de raíz cuadrada Algunas compañías de petróleo le han adaptado para la mayoría de los usos de medición en el campo. Sus principales ventajas son que elimina la extracción de la raíz cuadrada. En este disco el medidor registra la raíz cuadrada de la presión diferencial y de la estática absoluta. Muchas veces es más conveniente revisar el flujo a través del medidor en un momento dado. Esto es especialmente cierto en el caso de proyectos de inyección de gas. También esto puede ser de utilidad en operaciones de extracción por gas en pozos que están produciendo gas. La constante C del medidor es un valor relativamente constante, como está basado en número de partes que no cambian frecuentemente este constante, puede mantenerse en un valor fijo por muchos meses hasta años. Usualmente se produce un cambio cuando se substituye el orificio por otro diámetro diferente en el tubo medidor. Cuando se desea cambiar una placa de orificio para subir o bajar la presión diferencial promedio será útil la siguiente tabla:

45

1.5.10. Factor de Cambio de Placa TABLA N° 10 FACTOR DE CAMBIO DE PLACA 1.00

2.00.

5.00

10.0

15.00

20.00

40.00

60.0

1.0

----

0.85

0.58

0.57

0.53

0.50

0.41

----

2.0

1.18

1.00

1.80

0.68

0.62

0.57

0.50

0.45

5.0

1.47

1.25

1.00

0.85

0.78

0.72

0.62

0.55

10.0

1.75

1.47

1.18

1.00

0.95

0.85

0.72

0.65

20.0

-----

1.75

1.40

1.18

1.10

1.00

0.85

0.68

-----

1.65

1.40

1.27

1.18

1.00

0.92

1.95

1.65

1.50

1.40

1.18

1.08

40.0 80.0

Fuente: Manual de Petroproducción

Supongamos que la placa sea de dos pulgadas de diámetro y da una lectura de diferencial H =2.0 y se desea subir la lectura a 20 en la columna de 20 (H deseada) y en la línea de 2.0 se encuentra el factor 0.57 se multiplica el diámetro del orificio por este factor : 2” x 0.57 = 1.14 en la tabla 4 – 20 bajo el diámetro de orificio se encuentra que 1.125 ( 1 1/8 es lo más cercano a 1.14. Se usará una placa de 1.1/8.”31 1.5.11. Selección de la placa de orificio apropiado

En un proyecto de inyección de gas un problema típico es la selección de la placa de orificio apropiada para permitir la inyección de un volumen estipulado de gas a una presión conocida se sigue así: a) Encontrar el volumen por hora, dividiendo el volumen diario por 24 b) Encontrar la raíz cuadrada de la diferencial deseada c) Encontrar la raíz cuadrada de la presión de entrada

31

Carrillo I, Operaciones de Producción de Superficie, Petroprodución 1996

46

d) Multiplicar las dos raíces y dividir ese valor por el volumen por hora. Este sería el factor horario aproximado F en la tabla 11-8 se encuentra el tamaño de orificio inmediatamente. Ejemplo: El régimen diario de inyección es de 100MCF Pf = 100 libras por pulgada cuadrada manométrica Hw = deseada = no más de 40” de agua Solución:

100MCF = 4150 pies cúbicos por hora 24Horas La raíz cuadrada de 40” (Hw deseada) = 6325 La raíz cuadrada de (100 = 14.7) = 10696 10696 x 6325 = 67.65 4150/67.65 = 61.3

De la tabla 11-8 el factor (Fb) inmediatamente más grande que el 61.3 para la línea de 2” es el factor para un orificio de 5/8 de pulgadas se lee 0.625, por lo tanto el orificio aproximado sería de 5/8”.

47

CAPITULO II

2. PARTE EXPERIMENTAL Cálculo de caída de Presión para cuantificar los volúmenes de gases. Varias fórmulas empíricas se usan para el cálculo de caída de presión de gas (Q) como las siguientes:

Q =198.8 D5 . (P21 – P22) (S*F*T*Z*L)

1/2

1/2

donde:

Q =rata o cantidad de flujo (MCF/ d) (miles de pies cúbicos por día), a 14.7 psia y a 60 oF P1 = Presión inicial (psia) P2= Presión final (psia) S = gravedad específica de gas (aire = 1000) T = temperatura a condiciones de fluido en R F = factor de fricción Z = factor de comprensibilidad L = longitud de la línea en pies Ejemplo: Un gas natural con una Gr Esp = 0.70 fluye a través de un orificio de 6” y a los largo de una línea de 83000 pies. Las presiones a los finales de las líneas son de 500 y 400 psig con una temperatura promedio de 80 oF, cuál es la cantidad del flujo de gas por día, si la viscosidad del gas en estas condiciones es de 0.012 centipoises y el factor de comprensibilidad es de 0.91, el factor de fricción es de 0.0155.

48

Solución:

D = 6” (pulgadas) L = 83000 (pies) P1 = 500 psig = 514.7 psia P2 = 400 psig = 414.7 psia S = 0.70 F = 0.0155 Z = 0.91 cps T = 80 oF = 540 oR

Q = MCF/d = x Q = 198.8

65 . ( 514.72 - 414.7 2)1/2

.

( 0.70 * 0.0155* 540* 0.91* 83000)1/2 Q = 198.8

7.776 * (264916.09 – 171976.09)

1/2

( 0.01085 * 491.40 * 83000)1/2 Q = 198.8

(7.776 * 92.940 )

1/2

(5.33 * 83000)1/2 Q = 198.8 (7220.1440)1/2 (442.390)1/2 Q = 198.8 * (1633)1/2 = 198.8 * 40.4

Q = 8031.5 MCF / d aproximadamente 8100 MCF/ d

49

Fórmula para cálculo de brida de presión de un gas en tubería según Weymouth, quien asume que el factor de fricción varía en relación al diámetro interno de la tubería en pulgadas : f = 0.032 D1/2 Fórmula de Weymouth: Q = 871* D2.667 

L1 / 2



   * P1 P2 2



2 1/ 2

Donde:

Q = rata de flujo (Mcf/ d) a 14.7 psia y 60 oF D = diámetro de línea total en pulgadas P1 = presión en la corriente aguas abajo del flujo de gas P2 = presión en la corriente aguas arriba del flujo de gas L = longitud de la línea en millas 1 milla = 5280 ft 1 ft = 0.000018939 millas

El factor de fricción es la pérdida de energía debido a la fricción en el sistema se le conoce con el nombre de factor. Fanning, se acepta un 15 % para tubos muy lisos y 10 % para tubería comercial de acero. Ejemplo: Cuál es el diámetro de una línea que envía 2 MM CF de gas con una presión de 113.3 psig a un absorbedor que mantiene una presión de 40 psig, siendo las condiciones del gas las siguientes: Gravedad específica = 0.64 Temperatura = 85 oF Factor de corrección de gravedad y temperatura = 0.945 Longitud de la tubería 8.3 millas.

50

Datos: Q = cantidad de gas en CF/ d a condiciones estándar: 14.7 psia. Temperatura 60 oF, gravedad específica = 0.60 = 2 MMCF / d x factor de corrección. L = 8.3 millas P1 = 113.3 = 14.7 = 128.0 psia P2 = 40 = 14.7 = 54.7 psia D= ID de la línea = x Solución:

2000000 * 0.945 = 871 * D2.667 *(( 128.0 )2 – (54.7)2)1/2 ( 8.3)1/2 1890000 = 871 * D2.667 * (16384 – 2992.1)1/2 1890000 * 2.88 = = 871 * D2.667 * (13391.9)1/2 5443.200 = 871 * D2.667 * 115.72 5443.200 = 100792.12 * D2.667 5443.200/ 100792.12 = D2.667 54 = D2.667 D = ( 54 )2.667 Log D = Log 54 / 2.667 = 17324 / 2.667 Log D = 0.6495 A. Log D = A log 0.6495 D = 4.462 pulgadas = DI de la línea Tamaño de la línea requerida : 4.5“ DI

51

GRAFICO N° 4 CROMATOGRAFO PERKIN ELMER

52

2.1 ANALISIS CROMATOGRÁFICO DEL GAS DE LOS POZOS PRODUCTORES TABLA N° 11

POZO

ZONA

P/T

CO2

N2

CH4

C2H6

C3H8

C4H10

C5H12

C6H14

PSI/

%

%

%

%

%

% MOL

% MOL

%

MOL

MOL

MOL

MOL

MOL

°F

SpGR

GPM

PESO

ES.C GR

MOLECUL

MOL

PSC

P.C.N.

OCT

Ug

Cg

Bg

psia

Btu/scf

Motor

cp

1/PSI

Ft3/scf

AR

m

LAG-01

H

29/95

15.48

2.54

56.65

12.33

6.92

1.40

0.46

0.3

0.93

3.92

27.18

446.2

718.5

1071.8

92.2

0.0102

0.034

0.52

LAG-02

H

34/11

34.82

1.80

39.97

7.84

7.78

1.83

1.03

0.4

1.14

4.73

32.90

487.5

793.1

922

70.0

0.098

0.029

0.46

0 LAG-03

H

29/95

26.47

3.60

47.10

7.78

7.74

1.16

0.83

0.40

1.05

4.2

30.37

464.0

762.5

938.5

77.1

0.098

0.034

0.524

LAG-17

T

35/95

9.38

1.33

64.42

11.20

7.45

1.40

0.80

0.52

0.88

4.13

25.43

435.3

694.5

1143

100.9

0.0104

0.029

0.448

LAG-18

H

33/98

20.39

2.64

53.58

7.16

8.75

1.80

0.94

0.47

1.02

4.9

29.01

457.5

733.1

1047.8

86.3

0.010

0.030

0.479

LAG-24

H

33/95

23.48

2.83

52.73

7.34

6.82

1.53

0.93

0.43

1.04

4.15

219.07

454.8

737.4

976.8

83.0

0.009

0.030

0.476

LAG-29

T

36/11

6.29

1.36

63.44

8.38

8.15

1.43

0.79

0.53

0.84

4.38

24.44

426.1

680.7

1164.4

105.0

0.0108

0.082

0.448

8.7

1.67

64.51

11.85

7.40

1.46

0.76

0.51

0.87

4.11

25.25

433.9

690.6

1152.2

101.7

0.010

0.030

0.481

23.67

2.46

53.88

5.81

7.38

1.55

0.86

0.42

1.0

4.29

29.00

454.2

747.9

974.4

83.4

0.0103

0.029

0.479

0 LAG-31

U +T

33/10 0

LAG-32

H

34/11 5

LAG-33

H

40/95

17.42

2.97

69.76

16.38

7.42

1.48

0.83

0.38

0.98

4.05

28.46

459.5

725.9

1085.0

88.6

0.0100

0.025

0.391

LAG-36

BT

35/90

10.55

2.53

61.13

10.94

8.17

1.54

0.80

0.52

0.91

4.48

26.26

440.1

696.5

1139.5

97.9

0.0102

0.029

0.447

LAG-37

BT

35/98

5.59

1.75

72.81

9.78

5.41

1.04

0.56

0.35

0.79

3.04

22.89

410.6

681.7

1097.0

106.3

0.0108

0.029

0.451

Fuente: Propia

53

2.2 Cuantificación de los volúmenes de gas producidos TABLA N° 12

POZO

ARENA

LAG-1 H LAG-2 H LAG-11 H LAG-18 H LAG-24 H LAG-28 H LAG-29 T LAG-30 U LAG-33 H LAG-36 B +T LAG-41 H TOTAL

DIAS PROD 31 31 31 31 31 31 8 31 31 25 31

MILES PIES CUBICOS POR DIA 76 52 69 124 59 28 73 24 139 75 107

MILES PIES CUBICOS POR MES 2356 1612 2139 2976 1829 868 584 744 4309 1875 3317 22609

Fuente: Propia

54

55

2.3. MONITOREO DEL SISTEMA ACTUAL

La siguiente evaluación se realiza a la planta de despojamiento de CO2 : Fecha: Junio/2000

TORRE DE ABSORCIÓN TABLA N° 13 FASE AGUA PARAMETRO CO2 Libre

UNIDAD

ENTRADA

SALIDA

81

5.0

5.929

4.83

42.5

42.5

68

0

13.9

15.45

Ppm

PH Temperatura

°C

Alcalinidad P.

Ppm CaCO3

Alcalinidad M.

Ppm CaCO3

Hierro Total

Ppm Fe

Fuente: Propia

TABLA N° 14 TORRE DE ABSORCIÓN FASE GAS PARAMETRO CO2

UNIDAD %V

ENTRADA 21.6

SALIDA 5.6

(BACHARACH) Fuente: Propia

Con respecto al volumen de gas que esta tratando la planta se debe mencionar que en promedio se reciben 250000 pies cubicos gas.

55

El tanque despojador de CO2 se encuentra con la tapa abierta, existiendo mejores condiciones para la eliminación de CO2. En la locación también se esta inyectando químico inhibidor de corrosión, que funciona por periodos cortos de tiempo, otro factor que se debe incluir es la variedad de metalurgia que se encuentra instalada lo que puede causar problemas por corrosión galvánica. En lo que se refiere a las superficies exteriores de la planta se puede notar que no tienen la debida protección contra la corrosión externa ya que no están pintadas.

56

2.4. DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN CO1, PODER CALORÍFICO NETO, VISCOSIDAD

DEL

GAS,

VISCOSIDAD,

TEMPERATURA

Y

PRESION

PSEUDOCRITICAS. LOCALIZACION DE LA MUESTRA: SUCCION TURBINAS LAGO AGRIO TABLA N° 15 CONSTANTES FISICO-QUIMICAS DEL GAS Gravedad del gas (Aire= 1.0) 0,9360 Contenido líquido del gas GMP (glns/mscf) 4,2140 Peso molecular del gas 27,1170 Coercción Wichert- Aziz (GRA. F.) 16,5250 Temperatura pseudocrítca (GRA. F.) 445,7710 TC* (GRA. R.) 429,2460 Presión Pseudocrítica (PSIA) 719,4870 PC* (PSIA) 692,8150 Valor Calorífico Neto (BTU / SCF) 1072,9740 Valor Calorífico Bruto Seco (BTU / SCF) 1179,0650 Valor Calorífico Bruto Húmedo (BTU / SCF) 1158,5490 Octanage, Gas Combustible (Mothor- Method) 93,0970 Temperatura de flujo (GRAD. FAR.) 85,0000 Presión de flujo (psia) 244,7000 Calor específico a P=cte CP (BTU/ LBM*F) 0,3980 Calor específico a P=cte CV (BTU/ LBM*F) 0,325 T= 50oC T =300oC Relación de CP/CV, K (adimen.) 1,2250 1,235 1,18 Desviación del gas real Z (adimen) 0,9390 Viscocidad del gas Ug (cp) 0,0103 Compresibilidad del gas Cg (1/psia) 4,36E-03 Factor volumétrico del gas BF (ft 3/scf) 5,92E-02 Fuente: Propia LOCALIZACIÓN DE LA MUESTRA: GAS SALIDA COMPRESORES TURBINA TABLA N° 16 CONSTANTES FISICO-QUIMICAS DEL GAS Gravedad del gas (Aire= 1.0) Contenido líquido del gas GMP (glns/mscf) Peso molecular del gas Coercción Wichert- Aziz (GRA. F.) Temperatura pseudocrítca (GRA. F.) TC* (GRA. R.) Presión Pseudocrítica (PSIA) PC* (PSIA) Valor Calorífico Neto (BTU / SCF) Valor Calorífico Bruto Seco (BTU / SCF) Valor Calorífico Bruto Húmedo (BTU / SCF) Octanage, Gas Combustible (Mothor- Method) Temperatura de flujo (GRAD. FAR.) Presión de flujo (psia) Calor específico a P=cte CP (BTU/ LBM*F) Calor específico a P=cte CV (BTU/ LBM*F) Relación de CP/CV, K (adimen.) Desviación del gas real Z (adimen) Viscocidad del gas Ug (cp) Compresibilidad del gas Cg (1/psia) Factor volumétrico del gas BF (ft 3/scf)

0,9446 4,8690 27,5720 15,4310 442,5012 427,0810 705,8920 681,2770 1095,5850 1203,2180 1182,2820 92,2980 185,0000 254,7000 0,4300 0,358 T= 50oC T =300oC 1,2030 1,235 1,18 0,9640 0,0121 4,07E-03 6,90E-02

57

LOCALIZACIÓN DE LA MUESTRA: ENTRADA DE GAS AL SISTEMA L. NORTE TABLA N° 17 CONSTANTES FISICO-QUIMICAS DEL GAS Gravedad del gas (Aire= 1.0) 0,8920 Contenido líquido del gas GMP (glns/mscf) 2,9460 Peso molecular del gas 25,9080 Coercción Wichert- Aziz (GRA. F.) 15,2110 Temperatura pseudocrítca (GRA. F.) 436,1690 TC* (GRA. R.) 420,9570 Presión Pseudocrítica (PSIA) 717,1030 PC* (PSIA) 692,0940 Valor Calorífico Neto (BTU / SCF) 1049,6680 Valor Calorífico Bruto Seco (BTU / SCF) 11154,6870 Valor Calorífico Bruto Húmedo (BTU / SCF) 1134,5960 Octanage, Gas Combustible (Mothor- Method) 95,2030 Temperatura de flujo (GRAD. FAR.) 185,0000 Presión de flujo (psia) 269,7000 Calor específico a P=cte CP (BTU/ LBM*F) 0,4400 Calor específico a P=cte CV (BTU/ LBM*F) 0,363 T= 50oC T =300oC Relación de CP/CV, K (adimen.) 1,2120 1,235 1,18 Desviación del gas real Z (adimen) 0,9640 Viscocidad del gas Ug (cp) 0,0123 Compresibilidad del gas Cg (1/psia) 3,85E-03 Factor volumétrico del gas BF (ft 3/scf) 6,52E-02 Fuente: Propia LOCALIZACIÓN DE LA MUESTRA: SALIDA DESHIDRATADOR TABLA N° 18 CONSTANTES FISICO-QUIMICAS DEL GAS Gravedad del gas (Aire= 1.0) Contenido líquido del gas GMP (glns/mscf) Peso molecular del gas Coercción Wichert- Aziz (GRA. F.) Temperatura pseudocrítca (GRA. F.) TC* (GRA. R.) Presión Pseudocrítica (PSIA) PC* (PSIA) Valor Calorífico Neto (BTU / SCF) Valor Calorífico Bruto Seco (BTU / SCF) Valor Calorífico Bruto Húmedo (BTU / SCF) Octanage, Gas Combustible (Mothor- Method) Temperatura de flujo (GRAD. FAR.) Presión de flujo (psia) Calor específico a P=cte CP (BTU/ LBM*F) Calor específico a P=cte CV (BTU/ LBM*F) Relación de CP/CV, K (adimen.) Desviación del gas real Z (adimen) Viscocidad del gas Ug (cp) Compresibilidad del gas Cg (1/psia) Factor volumétrico del gas BF (ft 3/scf) Fuente: Propia

0,8960 3,9920 25,9490 15,5870 481,9090 416,3220 712,7460 687,0240 1038,1710 1142,0790 1122,2070 95,0650 58,0000 1443,7000 0,3950 0,318 T= 50oC T =300oC 1,2400 1,235 1,18 0,6030 0,0820 9,71E-04 6,12E-03

58

2.5. DETERMINACION DE PORCENTAJE EN VOLUMEN DE LA CANTIDAD DE METANO (CH4), ETANO (C2H6), BUTANO ( C4H10) EXISTENTES EN EL GAS LOCALIZACIÒN DE LA MUESTRA: SUCCION TURBINAS LAGO AGRIO TABLA N° 19 FRACCION O % MOLAR GPM teórico OCTANAGE NITROGENO (N2) 1,755 DIOXIDO DE CARBONO (CO2) 8.84 SULFURO DE HIDROGENO (H2S) * METHANO (C1) 58,705 120,000 ETHANO (C2) 9,756 100,700 PROPANO (C3) 8,048 2,210 97,100 I- BUTANO (I- C4) 5.412 0,461 97,600 N- BUTANO (N- C4) 5.692 0,848 89,100 I-PENTANO (I- C5) 0,926 0,338 89,700 N- PENTANO (N- C5) 0,461 0,167 61,900 N- OXANO (N - C6) 0,461 0,189 26,000 N- HEPTANO (N- C7) 0,000 0,000 N- OCTANO (N- C8) * N- NONANO (N- C9) * N- DECANO (N- C10) * OXIGENO (O2) * HIDROGENO (H2) * HELIO (HE) * AGUA (H2O) * TOTAL 100000 4,214 93,097 Fuente Propia LOCALIZACIÒN DE LA MUESTRA: GAS SALIDA COMPRESORES A TURBINA TABLA N° 20 FRACCION O % MOLAR GPM Teórico OCTANAGE NITROGENO (N2) 3,593 DIOXIDO DE CARBONO (CO2) 8.201 SULFURO DE HIDROGENO (H2S) METHANO (C1) 65.970 120,000 ETHANO (C2) 6,944 100,700 PROPANO (C3) 8,881 2,4390 97,100 I- BUTANO (I- C4) 1,407 0.460 97,600 N- BUTANO (N- C4) 2,672 0.841 89,100 I-PENTANO (I- C5) 0,848 0.310 89,700 N- PENTANO (N- C5) 0,561 0.203 61,900 N- OXANO (N - C6) 0,542 0.223 26,000 N- HEPTANO (N- C7) 0,618 0.394 N- OCTANO (N- C8) * N- NONANO (N- C9) * N- DECANO (N- C10) * OXIGENO (O2) * HIDROGENO (H2) * HELIO (HE) * AGUA (H2O) * TOTAL 100 Fuente: Propia

59

LOCALIZACIÓN DE LA MUESTRA: ENTRADA DE GAS AL SISTEMA L. NORTE TABLA N° 21 FRACCION O % MOLAR GPM Teórico OCTANAGE NITROGENO (N2) 3,341 DIOXIDO DE CARBONO (CO2) 14,382 SULFURO DE HIDROGENO (H2S) METHANO (C1) 65,568 120,000 ETHANO (C2) 6,447 100,700 PROPANO (C3) 6,140 1,686 97,100 I- BUTANO (I- C4) 0,906 0,296 97,600 N- BUTANO (N- C4) 1,580 0,498 89,100 I-PENTANO (I- C5) 0,554 0,202 89,700 N- PENTANO (N- C5) 0,356 0,129 61,900 N- OXANO (N - C6) 0,366 0,150 26,000 N- HEPTANO (N- C7) 0,360 0,229 N- OCTANO (N- C8) * N- NONANO (N- C9) * N- DECANO (N- C10) * OXIGENO (O2) * HIDROGENO (H2) * HELIO (HE) * AGUA (H2O) * TOTAL 100 Fuente: Propia LOCALIZACIÓN DE LA MUESTRA:: SALIDA DESHIDRATADOR TABLA N° 22 FRACCION O % MOLAR GPM Teórico OCTANAGE NITROGENO (N2) 8.236 DIOXIDO DE CARBONO (CO2) 8.19 SULFURO DE HIDROGENO (H2S) METHANO (C1) 63.789 120,000 ETHANO (C2) 6,138 100,700 PROPANO (C3) 8.212 1,686 97,100 I- BUTANO (I- C4) 1.287 0,296 97,600 N- BUTANO (N- C4) 2.391 0,498 89,100 I-PENTANO (I- C5) 0,677 0,202 89,700 N- PENTANO (N- C5) 0,435 0,129 61,900 N- OXANO (N - C6) 0,386 0,150 26,000 N- HEPTANO (N- C7) 0,360 0,229 N- OCTANO (N- C8) * N- NONANO (N- C9) * N- DECANO (N- C10) * OXIGENO (O2) * HIDROGENO (H2) * HELIO (HE) * AGUA (H2O) * TOTAL 100 Fuente: Propia

60

CAPÍTULO III 3.1. ESQUEMA DE LA PLANTA

61

3.2 VALIDACIÓN DE LA PLANTA

En base al estudio realizado del dimensionamiento y de las bases del sistema; se ha llegado a deducir algunas falencias que tienen que ver directamente con el diseño del Sistema. Se determina un sobre dimensionamiento para operar, puesto que se está trabajando con una capacidad de .212500 pies cúbicos de gas y que la planta está diseñada para trabajar con 1000000 de pies cúbicos de gas por día. Si la planta trabajara toda su capacidad se conseguiría su máximo rendimiento. El exceso de CO2 es la causa principal de la corrosión en los álabes de las turbinas.

Además de que existen tres turbinas en la estación de Lago Agrio Central que : son la TAl, TA2, TB1 con una potencia nominal de 5000 Kw, una potencia efectiva de 820, 820 Y 2540 Kw. Actualmente están con un promedio de 275, 562.5, 2200 Kw respectivamente esto es 3037,5Kw lo que equivale a la vez un rendimiento del 60%, debido a la escasez del gas natural. En este punto cabe resaltar que la tercera turbina la TB1 está trabajando con un total de 24 horas a diesel y es por eso su alto rendimiento en comparación con las dos turbinas restantes.

Como la planta funciona con una torre vertical con regadera, esto nos indica la necesidad de tener una cantidad aceptable de agua para el trabajo de la misma. En el diseño actual existe un tanque para la circulación del agua, el mismo que tiene como función principal la eliminación del H2CO3 de la recirculación de la misma. Este tanque era de techo cónico pero como no llegaba solamente el ácido carbónico sino existe la presencia de otros compuestos como son los C3 y C4 que no son eliminados en los scrubber y en el deshidratador lo que provoca una nube de gases la misma que produce una expansión del techo y una expulsión del techo. 62

En los scrubber se forman unas pastas en la parte inferior de los mismos estas pastas son residuos de parafinas que con el transcurso del tiempo se van a ir incrementando y los mismos van ha causar que se obstruya el espacio donde se va ha distribuir y movilizar el gas. La acumulación de estas parafinas causarán el deterioro de los elementos internos y lo cual provocará la ineficiencia de la planta.

63

3.3. OPTIMIZACION DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN.

El deshidratador es un sistema que sirve para eliminar condensados que se dan debido al cambio de temperatura los mismos que son drenados por la parte inferior. Este sistema tiene en su interior unos tubos delgados en forma de serpentin que va conectado a una unidad de enfriamiento por el cual circula freón, que es un gas que se encarga del enfriamiento del gas natural, y ayuda a condensar la mayor parte de residuos entre los que tenemos gasolinas y una gran parte de sólidos.

Adicional a este propósito, el sistema atrapa la mayor cantidad de humedad, y hace que le gas salga lo m{as seco posible. Con respecto a la optimización se sugiere la adquisición de un deshidratador de agua salada, el cual para las condiciones del distrito Amazónico el más ideal. A continuación se detallan las siguientes especificaciones técnicas del equipo que se sugiere instalar:



“Sistema completo de protección contra la migración del refrigerante líquido al compresor



Válvula de expansión termostática para cada circuito refrigerante.



Temporizador de partida.



Recogimiento de gas a través de una válvula en cada circuito refrigerante.



Válvula de seguridad automática del compresor.



Facilidad de operación con claves centralizadas para los comandos de partida con luces indicadoras de operación, manómetros de alta presión todos reunidos en un único panel de fácil visualización .

32



Bajo nivel de ruido, son herméticos.



Dimensiones compactas y de bajo peso operacional



Bajo costo de operación y de instalación32”.

Mc. Graw Hill, Válvulas, Bombas y Compresores, selección, uso y mantenimiento, 1985

64

3.4 OPTIMIZACIÓN DEL PROCESO DE DESPOJAMIENTO DE CO2

A continuación se detallan algunos de los procedimientos más útiles para obtener una eficiencia alta en el despojamiento de CO2, que pueden ser una alternativa válida para la planta ya existente.

“Cooper ha descrito un aparato lavador o depurador (scrubber) que se adapta especialmente en a las aplicaciones, como la absorción de CO2 en agua, en las que la relación del gasto del liquido al flujo del gas tiene que ser muy grande, debido a la baja solubilidad del soluto. En la absorción de CO2 con agua, cuando la relación de los volúmenes del gas y del líquido manipulados sea tan baja como; de 2 a 1 no se consigue una verdadera acción en contracorriente en una columna rellena debido a que el líquido, por su gran velocidad, arrastra gas hacia abajo dentro del relleno. El relleno en cascada descrito por Cooper evita en gran parte esta mezcla interna.33” El relleno consiste en artesas llenas de líquido y dispuestas una al lado de otra, extendiéndose de un costado de la torre a otro. Encima del primer grupo de artesas se coloca otro a una distancia por lo menos igual a 4 veces la profundidad del líquido en las artesas llenas.

El gas circula horizontalmente entre las dos capas de relleno en una dirección I paralela a las cortinas que forma el líquido. En los lavadores para gases, los mecanismos por los cuales se recogen las partículas son los mismos que en la filtración, salvo que puede existir un efecto adicional de condensación que aumente el tamaño de las partículas. La separación por choque sobre gotas o superficies , mojadas, la atracción electrostática en gotitas cargadas y la

33

Mc. Graw Hill, Válvulas, Bombas y Compresores, selección, uso y mantenimiento, 1985

65

difusión a superficies mojadas y burbujas se ha usado para fabricar lavadores comerciales eficaces.

En todos los lavadores para los gases en los que se usa agua, el gas sale casi saturado a una temperatura que depende del equilibrio calorífico total. Para razones relativamente pequeñas del agua al as, o cuando el agua se vuelve hacer circular, el proceso es adiabático y tanto el gas como el agua salen a una temperatura próxima a la del bulbo húmedo. La deshumidificación puede realizarse usando grandes cantidades de agua fría. Los gases purificados en un lavador de agua suelen formar rastro de condensado cuando salen a aire frío. Cuando la contaminación de una corriente de agua es un factor importante, o cuando escasea el agua, son auxiliares necesarios para una instalación que funcione correctamente espesadores, filtros y tanques de almacenamiento. Cuando se quieren eliminar componentes ácidos, surgen frecuentemente dificultades por la corrosión. 3.5 Torres verticales con regadera. El tipo más sencillo de lavador para gases es una torre vacía, dentro de la cuál se introduce un líquido por la parte superior por una serie de boquillas en contracorriente de los gases. Contra lo que se cree generalmente, la eficacia de un dispositivo de esta clase para separar partículas pequeñas de aerosoles es relativamente reducida, a menos que la velocidad del gas sea muy baja. Por lo tanto este sistema no resulta conveniente ya que hay una gran partículas de polvo que hay que recoger. La velocidad del gas que asciende en la torre no debe ser mayor a 60 cm por segundo, y suele ser necesario un tiempo de contacto de 15 a 30 segundos.

66

3.6 Lavadores atomizadores. Una buena parte de la captación en lavador de regadera tiene lugar a unas cuántas pulgadas de la boquilla por la cuál es introducido el líquido, que es donde las gotitas del líquido tienen la energía cinética mayor y es mas fuerte el choque. Durante el proceso de atomización se extiende la superficie del líquido en forma de películas o filamentos. La velocidad interfacial es elevada y el choque, el entrelazamiento y los efectos electrostáticos son máximos. “En el lavador Schutte y Koerting de chorro de agua, el movimiento de gas es producido por un chorro de agua de gran velocidad que sale por la boquilla a razón de 6.700 a 13.400 Litros por 1.000 metros cúbicos de gas. La mezcla íntima en la sección de arrastre produce gran rendimiento en al separación de partículas de tamaño superior a 2 micras. Existen

lavadores

con

capacidad

hasta de 1.400 metros cúbicos de gas por minuto.34”

3.7 Lavadores con deflectores Varios tipos de lavadores comerciales utilizan los efectos del choque y la inercia por medio de los cambios bruscos en la dirección del gas para hacer que las partículas que estén cerca del borde exterior de la corriente sean capturadas por una serie mojada. El agua puede batirse o pulverizarse de modo que las gotas pasen varias veces a través de la corriente gaseosa. Son ejemplos de estos lavadores el Roto - done N, el colector de polvos Multi - wash, y el lavador Feld. La caída de presión en estos lavadores es de 64 a 102 mm de agua a la capacidad nominal. Los rendimientos de captación oscilan entre 60 y 90%, según el tamaño de las partículas. El consumo de agua es hasta de 800 litros por metros cúbicos de gas.

34

Mc. Graw Hill, Válvulas, Bombas y Compresores, selección, uso y mantenimiento, 1985

67

El Roto - done W y el Hydroclone, son lavadores con deflectores, en los cuáles se produce un cambio continuo en la dirección en lugar de un cambio brusco de corta duración. El contactor de remolino líquido y el lavador Centri - merge con rotor son lavadores que utilizan la inercia, en los cuáles el liquido pulverizado es introducido primero en la corriente de gas y las gotitas son separadas juntamente con el polvo por medio de placas de choque o pantallas. 3.8 Torres de relleno y filtros mojados. Se usan también para limpiar gases. El acondicionador capilar consiste en un filtro de fibras de vidrio sobre el cuál se pulveriza agua para combinar las funciones de separación de polvo humedecido.

“Las células mojadas, que tienen un espesor aproximado de 75 mm, van seguidas por eliminadores de arrastre en forma de pantallas de lámina metálica o. esterillas de fibras de vidrio. El agua circula a razón de 400 litros y 1.000 metros . cúbicos de gas; la velocidad superficial del gas es aproximadamente 90 m por . minuto. La caída de presión es de 13 a 25 mm de agua por cada célula usada.35” Con estos lavadores se obtienen rendimientos elevados cuando se usan varias células en serie.

3.9 Purificación de Gases Muchos de los aparatos lavadores anteriormente descritos sirven también para la absorción y el humedecimiento de gases y para el acondicionamiento del aire.

35

Mc. Graw Hill, Válvulas, Bombas y Compresores, selección, uso y mantenimiento, 1985

68

Por consiguiente, es posible realizar simultáneamente la eliminación de las sustancias que están en forma de partículas y de las impurezas molecularmente dispersadas. La purificación de los gases puede consistir en un proceso sencillo de absorción. Se hace pasar el líquido una vez a través del absorbedor y luego se arroja a la alcantarilla o al río como desperdicio. En otros casos, el absorbente se hace circular continuamente mientras se mantiene fija su composición retirando : una parte de él y añadiendo disolvente o reactivo nuevo para reponer el que se ha sacado. Aquí se refiere a las famosas plantas de Glycol. En otro tipo de proceso, el absorbente es regenerado de continuo por desorción, destilación o extracción o por un método químico. El material recuperado es a menudo un subproducto valioso. La elección de un proceso para purificar un gas depende principalmente de la naturaleza . química del componente que hay que eliminar. Esto es bastante distinto de los procesos empleados para limpiar gases, en los cuáles es el tamaño de las partículas y otras propiedades físicas del dispersoide lo que decide el tipo de instalación y las condiciones de trabajo.

3.10 MEMBRANAS MOLECULARES. Dentro de los mecanismos existentes para la eliminación de CO2, se encuentra el de membranas moleculares, los mismos que se encargan de recoger las partículas de dióxido de carbono de acuerdo al diámetro de cada molécula de dicho componente. Para esto, el sistema cuenta de un cilindro, dentro del cuál existen serpentines mallados, los mismos que cumplen la función de tamiz, cuyos diámetros están basados en estudios y cromatografías. donde se nos revela el diámetro de las partículas de dióxido de carbono. Estas partículas de dióxido de carbono al pasar por los serpentines son recolectados en una cámara situada en la parte posterior del cilindro, de donde es desalojado como dióxido de carbono puro; permitiendo así la salida del gas natural sin fracciones de dióxido de carbono para ser utilizado para fines destinados. Este método tiene una eficiencia aproximada 95%. 69

CAPÍTULO IV 1. CONSIDERACIONES ECONÓMICAS

Antes de realizar un análisis económico debemos tener en cuenta los parámetros en los cuales el gas debería llegar a las turbinas. En la estación Lago Agrio existen tres turbinas que son de la marca Alsthon, dos del tipo TA17S0 con una potencia de 17S0hp y otra del tipo TBSOOO con una potencia de Shop, cabe mencionar que ambas pueden funcionar con gas, diesel o con gas y diesel al mismo tiempo. Se indica a continuación los parámetros con los cuales el gas debe llegar a las turbinas.

 Poder calorífico neto ....................................900 a 1400 BTU /

SCF

 Total líquidos y sólidos ...............................................max 20 ppm  Partículas sólidas...................................99% bajo 10 micrones max  Partículas de gotas líquidas ....................................5 micrones max Agua .......................................................................................no Parámetros adicionales:  Poder calorífico del diesel .......................................18300BTU /Ib Cantidad de gas ......................................................50960 SCF/ hr Cantidad de diese ........................................................ 388 gis /hr Velocidad del generador del gas .....................................l07 S0RPM

70

Para determinar un dato real del consumo y por ende el costo de la generación de turbinas se debe tomar en cuenta el tiempo de operación promedio y el tipo de combustible utilizado para lo cual se adjunta la siguiente tabla: TABLA N° 23 CONSUMO COMBUSTIBLES TURBINA

HORAS

HORAS

OPERACION GAS

HORAS

GALONES

PC GAS

DIESEL

DIESELÑ-

DIA

–

DIA

TA-1

11

7.5

3.5

316.75

96.281.25

TA-2

22.5

16.75

5.75

685.69

352273.4

TB-3

24

......

24

7142.84

------------

TOTAL

57.4

24.25

33.25

8146.28

448554.69

1.1 COSTOS POR UTILIZACIÓN DEL DIESEL Para determinar el valor del diesel que se consume en turbinas Lago se debe tomar en cuenta que este diesel viene de la refinería Amazonas que esta ubicado en Shushufindi y que es facturado a Petroproducción es de US$ 0.4503.- De los datos proporcionados en la tabla anterior podemos llegar a determinar el costo por utilización de diesel. TABLA N° 24 COSTO MENSUAL CONSUMO DIESEL

PRECIO UNITARIO

COSTO DIA

COSTO MENSUAL

(glns)

US$

US$/DIA

US$/MES

8146.28

0.4503

3668.27

110048.09

Fuente: Propia

71

1.2 COSTOS DEL GAS COMO COMBUSTIBLE Para una determinación del precio referencial del gas se debe partir del gas natural en el mercado internacional. En este análisis no se considera el costo de depreciación de los equipos y mano de obra vinculados a los sistemas de producción de gas natural en el Distrito Amazónico. Por lo tanto se parte de la relación del poder calorífico del petróleo con la del gas, entonces la relación es una medida de energía que es generada por un barril de petróleo y un pie cúbico de gas, los mismos que deben estar expresados en unidades caloríficas (BTU). De acuerdo al mercado internacional se cuantifica las unidades caloríficas así: Poder Calorífico Promedio D. Amazónico: 18000 BTUjLB API (promedio) ...28 = 7.4 Lbjgal Entonces: 5.594400 BTUjlb Precio del barril Marzo 2000 US$ 24.5 Costo de 1 MM BTU - Uso $ 4.364 Lago Norte BTUjSCF 1049.6 Costo del Gas por pie cúbico 0.004580 Cabe señalar que para tomar un dato promedio se debe tener en cuenta las disponibilidades de gas, la mismas que dependen de los trabajos que se realicen en los pozos como son: tratamientos, workovers y también de la eficiencia de la planta de despojamiento de CO2 TABLA N° 25 COSTO COMBUSTIBLES TURBINA TURBINA

COSTO COM.- DIA

TA-1

440.968

TA-2

1613.412

TOTAL

2054.38

Fuente: Propia

72

1.3 VENTAJAS ECONÓMICAS

De los análisis anteriormente realizados podemos deducir muy claramente que la utilización del gas natural como combustible es realmente económica si consideramos los altos costos que tiene el diesel. El único limitante es el aspecto referido al volumen de gas manejado en la estación Norte, ya que si aumentara el volumen al millón de pies cúbicos como fue diseñada la planta, esta sería de gran utilidad económica para la empresa.

73