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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA, CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICA
INSTITUTO DE INVESTIGACIÓN Y POSGRADO (IIP)
MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DEL GAS COMBUSTIBLE PROVENIENTE DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN SPF
(SOUTHERN PRODUCTION FACILITIES) PARA LOS GENERADORES WAUKESHA DE LA EMPRESA REPSOL-
BLOQUE 16
VIVIANA NATIVIDAD GUERRERO CANSECO
TUTOR: ING. JORGE MARCELO ALBUJA TORRES
Trabajo presentado como requisito parcial para la obtención del grado de:
MAGÍSTER EN PROCESOS INDUSTRIALES
Quito, Ecuador
2015
ii
DEDICATORIA
Dedicado a mis padres: Gloria María y Angel Porfirio.
iii
AGRADECIMIENTOS
Gratitud infinita a DIOS.
iv
v
vi
CONTENIDO
PAG.
CAPITULO 1. REVISION BIBLIOGRÁFICA .................................................................... 1
1.1 ASPECTOS GENERALES DEL GAS NATURAL: ORIGEN, COMPOSICIÓN,
CARACTERÍSTICAS .................................................................................................... 1
1.1.1 Origen .................................................................................................................. 1
1.1.2 Composición ..................................................................................................... 3
1.1.3 Características ..................................................................................................... 4
1.2 GAS COMBUSTIBLE PARA MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA ............... 9
1.2.1 Poder calorífico ................................................................................................. 10
1.2.2 Indice de detonación.......................................................................................... 10
1.3 ESPECIFICACIONES DEL COMBUSTIBLE PARA MOTORES WAUKESHA.... 11
1.3.1 Composición...................................................................................................... 11
1.3.2 Poder calorífico ................................................................................................. 13
1.3.3 WKI (Fuel Waukesha Knock Index) ................................................................. 14
1.4 TECNOLOGÍAS PARA EL TRATAMIENTO DEL GAS COMBUSTIBLE ............ 15
1.4.1 Remocion de hidrocarburos condensables ........................................................ 16
1.4.2 Endulzamiento (remoción de gas ácido) ........................................................... 20
1.4.3 Deshidratacion ................................................................................................... 27
CAPITULO 2. PARTE EXPERIMENTAL ........................................................................ 35
2.1 ESTABLECIMIENTO DE LAS CARACTERÍSTICAS ACTUALES DEL GAS
COMBUSTIBLE: COMPOSICIÓN, PROPIEDADES ............................................... 35
2.2 LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN DEL SISTEMA ACTUAL DE GAS
COMBUSTIBLE EN SPF ............................................................................................ 37
2.2.1 Descripción del proceso de gas ......................................................................... 37
2.2.2 Layout................................................................................................................ 39
vii
2.2.3 Condiciones de diseño de los equipos actuales ................................................. 40
2.3 REVISIÓN INTEGRAL DEL SISTEMA ACTUAL DE GAS DESDE EL INGRESO
A LOS SCRUBBER DE GAS V-3013/15 HASTA LA ADMISIÓN DEL GAS
COMBUSTIBLE A LOS MOTORES WAUKESHA. SIMULACIÓN CON HYSYS 42
2.3.1 Balance de masa ................................................................................................ 45
2.3.2 Balance de energía ............................................................................................ 46
2.3.3 Resultados ......................................................................................................... 47
2.4 IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA
CALIDAD DEL GAS COMBUSTIBLE. SIMULACIÓN CON HYSYS ................ 48
2.4.1 Bases y criterios de diseño ................................................................................ 49
2.4.2 Balance de masa ................................................................................................ 59
2.4.3 Balance de energia ............................................................................................ 61
2.4.4 Resultados ......................................................................................................... 65
2.5 SELECCIÓN DE LA OPCIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA MÁS VIABLE ........... 69
2.5.1 Definición del esquema del proceso técnicamente viable ................................. 69
2.5.2 Estimación económica....................................................................................... 71
2.5.3 Evaluación económica....................................................................................... 71
CAPITULO 3. RESULTADOS Y DISCUSION ................................................................ 74
CAPITULO 4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................... 76
4.1 CONCLUSIONES ........................................................................................................ 76
4.2 RECOMENDACIONES .............................................................................................. 77
ABREVIATURAS .............................................................................................................. 78
GLOSARIO ......................................................................................................................... 79
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................. 81
ANEXOS ............................................................................................................................. 83
viii
LISTADO DE TABLAS
PÁG
Tabla 1. Composición típica del gas natural antes de la refinación .................................... 4
Tabla 2. Propiedades generales del gas natural sin refinar .................................................. 5
Tabla 3. Valores referenciales de poder calorífico de varios combustibles ...................... 10
Tabla 4. Composición del gas natural estándar para motores Waukesha .......................... 13
Tabla 5. Propiedades del gas combustible para motores Waukesha ................................. 15
Tabla 6. Composición del gas a la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015 ................ 35
Tabla 7. Propiedades físicas del gas a la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015 ..... 36
Tabla 8. Composición del gas a la entrada de los generadores Waukesha ........................ 36
Tabla 9. Propiedades físicas del gas a la entrada de los generadores Waukesha .............. 37
Tabla 10. Temperatura ambiente de la zona ...................................................................... 38
Tabla 11. Presión barométrica de la zona .......................................................................... 38
Tabla 12. Humedad relativa de la zona ............................................................................. 38
Tabla 13. Temperatura, presión y caudal en los compresores C-3020/21/22.................... 41
Tabla 14. Temperatura, presión y caudal en los recipientes V-3013/15 ........................... 41
Tabla 15. Temperatura y presión de los recipientes V-3010/11/12 ................................... 41
Tabla 16. Composición del gas que ingresa a los scrubbers V-3013/15 y del gas que se
envía a los motores Waukesha .......................................................................... 45
Tabla 17. Flujos del sistema actual de gas, resultados de la simulación .......................... 46
Tabla 18. Carga térmica y potencia de los equipos del sistema actual de gas................... 46
Tabla 19. Presión, temperaturas y poder calorífico de las corrientes de gas, resultados de la
simulación del proceso actual ........................................................................... 47
Tabla 20. Flujos del sistema de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°1.... 59
Tabla 21. Flujos del sistema de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°2.... 59
Tabla 22. Flujos del sistema de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°3.... 60
Tabla 23. Composición del gas que ingresa al sistema y del que se envía a los generadores
Waukesha, resultado de la simulación a la Alternativa N°3 ............................. 61
Tabla 24. Potencia nominal de los equipos del sistema con la aplicación de la Alternativa
N°1 .................................................................................................................... 62
Tabla 25. Presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico inferior de las
corrientes de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°1 ................. 62
ix
Tabla 26. Potencia nominal de los equipos del sistema con la aplicación de la Alternativa
N°2 .................................................................................................................... 63
Tabla 27. Presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico inferior de las
corrientes de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°2 ................. 63
Tabla 28. Potencia nominal de los equipos del sistema con la aplicación de la Alternativa
N°3 .................................................................................................................... 64
Tabla 29. Presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico inferior de las
corrientes de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°3 ................. 65
Tabla 30. Consumo de gas de los Generadores Waukesha evaluando los escenarios: ideal,
actual y alternativas N°1, N°2 y N°3 ................................................................ 68
Tabla 31. Descripción e identificación de los equipos mayores del esquema propuesto . 69
Tabla 32. Resultados de la simulación para los equipos mayores .................................... 70
Tabla 33. Estimación económica de la Alternativa N°3 con un estimado de costo clase V
........................................................................................................................... 71
Tabla 34. Resultados de la evaluación técnica en los casos ideal, actual y la Alternativa N°
3 ......................................................................................................................... 71
Tabla 35. Valores promedio de manejo de fluido-energía (año 2014) ............................. 72
Tabla 36. Costo de producción con la variación de energía generada ............................. 73
Tabla 37. Cromatografía de la muestra de gas al ingreso al sistema de gas ...................... 84
Tabla 38. Cromatografía de la muestra de gas al ingreso a los generadores Waukesha ... 85
Tabla 39. Resultados de la corriente LIQ-1 ....................................................................... 86
Tabla 40. Resultados de la corriente LIQ-2 ....................................................................... 89
Tabla 41. Resultados de la corriente GAS IN COM ......................................................... 92
Tabla 42. Resultados de la corriente LIQ-4 ....................................................................... 95
Tabla 43. Resultados de la corriente LIQ-5 ....................................................................... 98
Tabla 44. Resultados de la corriente LIQ-1 ..................................................................... 101
Tabla 45. Resultados de la corriente LIQ-2 ..................................................................... 104
Tabla 46. Resultados de la corriente LIQ-3 ..................................................................... 107
Tabla 47. Resultados de la corriente LIQ-4 ..................................................................... 110
Tabla 48. Resultados de la corriente LIQ-5 ..................................................................... 113
Tabla 49. Resultados de la corriente GAS IN. COMP .................................................... 116
Tabla 50. Resultados de la corriente GAS OUT INT.-1 ................................................. 119
Tabla 51. Resultados de la corriente GAS OUT ENF ..................................................... 122
x
Tabla 52. Resultados de la corriente GAS IN WAUKESHA.......................................... 125
xi
LISTADO DE FIGURAS
PAG.
Figura 1. Yacimientos no convencionales de gas ................................................................ 3
Figura 2. Diagrama Presión vs. Temperatura para una mezcla típica de gas natural .......... 8
Figura 3. Diagrama de flujo del proceso de refrigeración mecánica del gas ..................... 18
Figura 4. Esquema de la Planta J-T ................................................................................... 19
Figura 5. Diagrama de flujo de la planta de refrigeración criogénica .............................. 20
Figura 6. Correlación de presión–temperatura, McKetta y Wehe .................................... 28
Figura 7. Diagrama de flujo de deshidratación con TEG .................................................. 31
Figura 8. Esquema del proceso del gas combustible en SPF ............................................. 39
Figura 9. Layout del sistema actual de gas ........................................................................ 40
Figura 10. Esquema del sistema actual de gas................................................................... 44
Figura 11. Sistema de tratamiento típico de gas combustible ........................................... 48
Figura 12. Esquema de la Alternativa N°1 ........................................................................ 50
Figura 13. Esquema simulado del sistema de gas con la Alternativa N°1 ........................ 51
Figura 14. Esquema de la Alternativa N°2 ........................................................................ 53
Figura 15. Esquema simulado del sistema de gas con la Alternativa N°2 ........................ 55
Figura 16. Esquema de la Alternativa N°3 ........................................................................ 57
Figura 17. Esquema simulado del sistema de gas con la Alternativa N°3 ........................ 58
Figura 18. Envolvente de fases de la corriente GAS IN WAUKESHA ............................ 67
xii
LISTADO DE ANEXOS
PAG
ANEXO A. RESULTADO DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES ........................... 84
ANEXO B. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-ALTERNATIVA 1 ..... 86
ANEXO C. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-ALTERNATIVA 2 ..... 95
ANEXO D. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-ALTERNATIVA 3 .. 101
ANEXO E. RELACION DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE PARA EQUIPOS
WAUKESHA ............................................................................................. 127
ANEXO F. CALCULO DE CONSUMO DE GAS EN CADA GENERADOR
WAUKESHA ............................................................................................. 128
xiii
RESUMEN
MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DEL GAS COMBUSTIBLE PROVENIENTE
DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN SPF (SOUTHERN PRODUCTION
FACILITIES) PARA LOS GENERADORES WAUKESHA DE LA EMPRESA
REPSOL - BLOQUE 16
El objetivo del presente trabajo fue plantear una alternativa para mejorar la calidad
del gas combustible que se utiliza en los generadores Waukesha en SPF del
BLOQUE 16. Para el correcto funcionamiento, el fabricante de los generadores ha
establecido algunos parámetros de calidad que el combustible debe cumplir:
composición, punto de rocío, poder calorífico inferior.
El gas combustible es gas asociado a la producción de petróleo, el mismo que se
somete a un proceso de deshidratación. El gas separado del petróleo no sólo está
compuesto de hidrocarburos, también contiene agua, nitrógeno (N2) y dióxido de
carbono (CO2), siendo el agua la principal impureza a retirar. Además, para lograr
acondicionar el poder calorífico inferior del gas se planteó disminuir el contenido de
los hidrocarburos pesados presentes.
Se propusieron tres alternativas atendiendo a los parámetros requeridos del gas:
poder calorífico inferior y punto de rocío, las alternativas fueron simuladas en el
software HYSYS y se analizaron los resultados obtenidos para cada una,
seleccionando el planteamiento con el que se logró mejorar cualitativamente el
combustible gaseoso. A la propuesta elegida se realizó una estimación económica
para tener un valor aproximado de costos del proyecto.
La alternativa escogida aportó mejoras a todo el sistema de gas porque disminuyó
el contenido de agua e hidrocarburos pesados en el combustible obteniéndose un
poder calorífico inferior cercano al planeado y disminuyendo los posibles problemas
de corrosión en los equipos.
DESCRIPTORES: GAS COMBUSTIBLE/ TRATAMIENTO DE GAS/
GENERADORES WAUKESHA/ SIMULACIÓN DE PROCESOS/ PODER
CALORÍFICO/ TEMPERATURA DE ROCÍO/ ESTIMACIÓN DE COSTOS
xiv
ABSTRACT
IMPROVING THE QUALITY OF FUEL GAS FROM DEHYDRATION PROCESS
SPF (SOUTHERN PRODUCTION FACILITIES) FOR WAUKESHA
GENERATORS OF ENTERPRISE REPSOL - BLOCK 16
The objective of this study was to propose an alternative to improve the quality of
the fuel gas entering the Waukesha engines of SPF, BLOCK 16. For proper
operation, the engine manufacturer has established some quality parameters that
the fuel must satisfy: composition, dew point, lower heating value (LHV).
The fuel gas is associated with oil production; in the treatment plant, the oil have
been dehydrated. The separated gas from the oil is not only composed of
hydrocarbons, also there are water, nitrogen (N2) and carbon dioxide (CO2), the
water being the main impurity to remove. Furthermore, to achieve condition the
lower heating value of gas a proposal was been to decrease the heavy
hydrocarbons contained.
In response to the required quality parameters of gas, three alternative were
proposed. The proposals were simulate in the HYSYS software and the results
obtained for each one were look at, selecting the approach that achieved improve
qualitatively gas fuel. An economic estimate had been to proposal chosen for have
an approximate cost of the project.
The chosen alternative provided improvements to the gas system because
decreased the water content and heavy hydrocarbons in the fuel, achieving close to
projected lower heating and reducing possible corrosion problems in equipment.
KEYWORDS: FUEL GAS / GAS TREATMENT / WAUKESHA ENGINES /
PROCESS SIMULATION / CALORIFIC POWER / TEMPERATURE DEW / COST
ESTIMATION
xv
xvi
1
CAPITULO 1. REVISION BIBLIOGRÁFICA
1.1 ASPECTOS GENERALES DEL GAS NATURAL: ORIGEN,
COMPOSICIÓN, CARACTERÍSTICAS
El gas natural es un combustible fósil gaseoso, considerado como uno de los más
limpios, seguros y usados de todos los recursos energéticos, además ofrece
importantes beneficios ambientales en comparación con otros combustibles fósiles.
1.1.1 ORIGEN
El gas natural existe en la naturaleza; en reservorios rocosos de las capas de la
Tierra y también disuelto en hidrocarburos más pesados y agua.
El gas natural se produce por la degradación de materia orgánica acumulada
durante millones de años en el fondo del mar o en cuencas sedimentarias que
posteriormente son enterradas y sometidas a altas presiones. Los principales
mecanismos responsables de la degradación de la materia orgánica son: biogénico
y termogénico.
El gas biogénico, se forma en capas terrestres poco profundas (<1 000 metros),
carentes de oxígeno y temperaturas entre 60 y 70ºC a través de la
descomposición del material orgánico sedimentario causada por bacterias
anaerobias que rompen químicamente la estructura de la materia orgánica
generándose principalmente metano (99%).
El gas termogénico, se forma en las capas geológicas más profundas (1 000 –
4 000 metros) en donde se tienen altas temperaturas y presiones que rompen
las cadenas pesadas de carbono dando origen a otras más ligeras (gas natural).
El gas termogénico se forma a través de los siguientes procesos:
2
a) Descomposición térmica del material orgánico sedimentario en
hidrocarburos líquidos y gas. Este gas es co-genético con el crudo y se llama
gas “termogénico primario”.
b) Descomposición térmica del material orgánico sedimentario que resulta en
gas y residuo sólido llamado pirobitumen. El gas resultante se llama gas
“termogénico secundario”.
FUENTES DE GAS
Conocer el mecanismo de origen del gas natural es importante a fin de determinar
la presencia de hidrocarburos líquidos en la composición del gas. El gas natural
procedente de las formaciones geológicas se categoriza generalmente en tres
grupos:
1) Gas asociado.- Proviene de campos petrolíferos convencionales durante la
producción de petróleo crudo que es el producto principal.
2) Gas no asociado.- Proviene de campos convencionales de gas y es el
producto principal sin la presencia de petróleo líquido. Se denomina también
yacimiento de gas seco y se encuentra en rocas de alta permeabilidad.
3) Gas continuo.- Proviene de campos no convencionales y se halla en rocas de
baja permeabilidad.
Durante millones de años, en las eras paleozoica y mesozoica de la historia
geológica de la Tierra, ingentes volúmenes de gas natural se acumularon en
ambientes geológicos que difieren de las trampas de hidrocarburos
convencionales, estos depósitos se denominan actualmente como yacimientos
no convencionales de gas y son de cuatros tipos:
i. Shale gas (gas de pizarra).- Cuando el gas se encuentra en las
formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino.
3
ii. Coal bed methane-CBM (gas de capas de carbón).- Cuando el gas se
encuentra almacenado en capas de carbón, adsorbido sobre las
micropartículas carbonosas y en forma libre en los poros y en las
microfracturas del carbón.
iii. Tight gas (gas de baja permeabilidad).- Cuando el gas se localiza en
rocas sedimentarias con muy baja permeabilidad y porosidad.
iv. Gas de hidratos.- Cuando el gas metano, generalmente de origen
biogénico, forma compuestos cristalinos con el agua en condiciones de
baja presión y a temperatura próxima al ambiente.
En la Figura 1 se muestran los yacimientos no convencionales de gas.
Figura 1. Yacimientos no convencionales de gas
(DELGADO LOPEZ, y otros, 2012)
1.1.2 COMPOSICIÓN
El gas natural es una mezcla de sustancias, siendo el metano (CH4) el principal,
otros componentes son hidrocarburos parafínicos como: etano (C2H6), propano
(C3H8) y butano (C4H10), también puede contener pequeñas cantidades de
pentanos (C5+). Algunos hidrocarburos aromáticos; benceno (C6H6), tolueno
(C6H5CH3) y xilenos (CH3C6H4CH3) pueden también estar presentes en el gas
natural.
4
Muchos gases naturales contienen otras especies como: nitrógeno (N2), dióxido de
carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), vapor de agua (H2O) y trazas de argón
(Ar), hidrogeno (H) y helio (He).
El gas natural puede tener otras especies contaminantes, entre ellas: mercaptanos
(-R-SH), sulfuros de carbonilo (COS) y disulfuro de carbono (CS2). El mercurio (Hg)
también puede ser parte de la composición del gas, ya sea como metal en la fase
vapor o como un compuesto organometálico en la fase liquida, los niveles de
concentración son generalmente muy pequeños.
La composición de gas natural varía ampliamente dependiendo del campo, la
formación o el reservorio del cual es extraído. Se denomina gas “seco” cuando casi
en su totalidad es metano puro, pero cuando otros hidrocarburos están presentes
el gas natural se considera gas “húmedo”. Se muestra en la Tabla 1 la composición
típica del gas antes de su refinación.
Tabla 1. Composición típica del gas natural antes de la refinación
COMPUESTO FORMULA COMPOSICIÓN EN VOLUMEN
[%]
Metano CH4 >85
Etano C2H6 3-8
Propano C3H8 1-2
Butano C4H10 <1
Pentano C5H12 <1
Dióxido de carbono CO2 1-2
Sulfuro de hidrógeno H2S <1
Nitrógeno N2 1-5
Helio He <0,5
(MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 3)
1.1.3 CARACTERÍSTICAS
Las características del gas natural son definidas a partir de sus propiedades físico-
químicas, rango de inflamabilidad y la equivalencia energética. Las propiedades
dependen de la presión, temperatura y composición.
5
El gas natural es una mezcla de gases, es incoloro, sin forma y sin olor en su estado
puro. En la Tabla 2 se muestran algunas de las propiedades generales del gas
natural sin refinar.
Tabla 2. Propiedades generales del gas natural sin refinar
PROPIEDAD VALOR UNIDAD
Masa molar relativa 17 – 20
Contenido de carbono 73 – 75 % (peso)
Contenido de hidrógeno 25 – 27 % (peso)
Contenido de oxígeno 0 - 0,4 % (peso)
Relación atómica hidrógeno/carbón 3 – 4
Densidad relativa al aire a 15°C 0,72 - 0,81
Punto de ebullición a 1 atm -162 °C
Temperatura de autoignición 540 - 560 °C
Número de octano 120 - 130
Número de metano 69 – 99
Poder calorífico inferior (aprox.) 9 000 Kcal/m3
Poder calorífico superior (aprox.) 10 000 Kcal/m3
Límites de inflamabilidad del vapor 5 - 15 % (volumen)
(MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 9)
a) Densidad (𝜌𝑔)
Es la masa de una sustancia contenida en una unidad de volumen. El gas es
compresible y la densidad depende de la presión y temperatura a la que se
encuentre.
𝝆𝒈 =𝒎
𝑽=
𝑷𝑴
𝒁𝑹𝑻 [1]
Donde:
𝜌𝑔: densidad del gas
P: presión
M: peso molecular del gas
Z: factor de compresibilidad que distingue a un gas ideal de un no ideal, refleja
la desviación del comportamiento del gas ideal a una presión y temperatura
dadas
6
R: constante universal de los gases
T: temperatura
b) Densidad relativa (𝛾𝑔)
Es la comparación de la densidad de una sustancia con la densidad de otra que
se toma como referencia. Las dos densidades se expresan en las mismas
unidades y en iguales condiciones de temperatura y presión. La densidad
relativa es adimensional ya que queda definida como el cociente de las dos
densidades
𝜸𝒈 =𝝆𝒈
𝜌𝒂𝒊𝒓 [2]
Donde:
𝜌𝑎𝑖𝑟: densidad del aire
c) Viscosidad (µg)
Es una medida de la resistencia a fluir, la viscosidad del gas es mucho más
baja que la del petróleo o del agua, esto hace que en un reservorio el gas sea
más movible que el agua o el petróleo.
𝜇𝑔 =∑ 𝑦𝑖𝜇𝑖√𝑀𝑖
𝑛𝑖=1
∑ 𝑦𝑖√𝑀𝑖𝑛𝑖=1
[3]
Donde:
µg: viscosidad dinámica de la mezcla de gases a la temperatura deseada y a la
presión atmosférica
µi: viscosidad dinámica del componente i
yi : fracción molar del componente i
Mi : peso molecular del componente i
n: número total de componentes
d) Volatilidad
La temperatura de ebullición de una sustancia es la temperatura a la cual la
presión de vapor de la sustancia es igual a la presión atmosférica, a esta
temperatura las fases líquido y gas de la sustancia pueden existir en equilibrio.
7
Para el gas natural se tiene un rango de temperatura de ebullición, el cual se
incrementa con el peso molecular de los gases constituyentes y el punto inicial
de ebullición corresponde al del componente más volátil, que es el metano.
e) Inflamabilidad
El punto de inflamación del gas es la temperatura a la cual debe ser calentado
bajo condiciones específicas para formar una mezcla con el aire que puede ser
encendida a través de una llama específica.
El rango de inflamabilidad se expresa a través de los términos: Lower Explosive
Limit (LEL) y Upper Explosive Limit (UEL).
f) Comportamiento del gas natural
El gas natural es un gas no ideal, por lo que su comportamiento no cumple con
la ley de los gases ideales pero se aplica una ley modificada:
𝑷𝑽 = 𝒁𝒏𝑹𝑻 [4]
𝒁 =𝑽𝒓𝒆𝒂𝒍
𝑽𝒊𝒅𝒆𝒂𝒍 [5]
El comportamiento del gas natural está en función de su composición y es
altamente influenciado por la concentración de hidrocarburos más pesados,
especialmente hexanos (C6+).
Se representa el comportamiento del gas natural en una gráfica de Presión vs.
Temperatura que determina si la corriente de gas natural a una presión y
temperatura dadas consiste de una o dos fases; gas y líquido. El
comportamiento del gas natural con una composición dada es típicamente
mostrado en un diagrama de fase como se indica en la Figura 2.
8
Figura 2. Diagrama Presión vs. Temperatura para una mezcla típica de gas natural
(MOKHATAB, y otros, 2006)
Se observa que al lado izquierdo de la curva se tiene la línea de punto de
burbuja que divide la región de la fase líquida de la región donde están las dos
fases: gas y líquido. El lado derecho de la curva es la línea de punto de rocío
que divide la región de las fases gas y líquido de la región de la fase gas. Las
líneas de punto de burbuja y de rocío se intersecan en el punto crítico en donde
la distinción entre las propiedades de gas y líquido desaparece.
g) Poder calorífico
Es el promedio de la energía que se obtiene de quemar un volumen de gas
natural y los productos de la combustión retornan a la misma presión y
temperatura de los reactivos, depende de la fase en la que se encuentre el agua
en los productos.
El contenido energético del gas varía en función de su composición; a mayor
contenido de átomos de carbono el valor energético es mayor.
Poder calorífico superior del combustible (HHV), es la máxima cantidad de
energía que el combustible puede liberar, incluye el calor de evaporación
del agua que se forma durante la combustión ya que el enfriamiento de los
productos causa la condensación del agua.
9
Poder calorífico inferior o neto (LHV), es la energía que libera el
combustible sin incluir el calor de evaporación del agua que se genera
durante la combustión porque el agua permanece en estado gaseoso. Es
la energía útil en el combustible.
h) Índice de Wobbe (W)
Se pueden intercambiar dos gases combustibles teniendo constante el valor de
liberación de calor en el quemador, esta característica de combustión se calcula
con el Indice de Wobbe que se define por la relación del poder calorífico
superior del gas y la raíz cuadrada de su densidad relativa.
𝑊 =𝐻𝐻𝑉
√𝛾𝑔 [6]
Donde:
HHV: poder calorífico superior
𝛾𝑔: densidad relativa
1.2 GAS COMBUSTIBLE PARA MOTORES DE COMBUSTIÓN
INTERNA
El motor de combustión interna es una máquina que obtiene energía mecánica
directamente de la energía química originada por un combustible que arde dentro
de una cámara de combustión.
Hay muchos factores que influyen en la combustión y su interacción afecta la
operación del motor, uno de ellos es el combustible. Existe una variedad de
combustibles con los que un motor a gas puede operar, se señala a continuación
algunos tipos de combustibles gaseosos:
- Metano
- Gas natural
- Gas de yacimiento
- Propano
10
- Gas de basura
La composición del combustible define los parámetros de rendimiento del motor.
Se debe considerar en un combustible los siguientes factores:
Poder calorífico
Índice de detonación
Presencia de otros gases
1.2.1 PODER CALORÍFICO
Los motores de gas no utilizan el poder calorífico superior porque el vapor de agua
no se condensa dentro del motor, sólo se puede aprovechar el poder calorífico neto
del combustible.
El poder calorífico neto es aproximadamente 10% menor que el superior. Se
muestra en la Tabla 3 los valores referenciales de la energía en algunos
combustibles.
Tabla 3. Valores referenciales de poder calorífico de varios combustibles
COMBUSTIBLE PODER CALORÍFICO NETO
[Btu /pie3]
Propano 2 316
Gas de yacimiento 1 000 - 1 300
Gas natural 900 - 950
Gas de basura 450 - 550
(WAUKESHA, 2007)
1.2.2 ÍNDICE DE DETONACIÓN
La detonación es la auto-ignición de la mezcla de aire y combustible en la cámara
de combustión; cuando hay detonación no se puede considerar al proceso de
combustión como normal.
El índice de detonación es la habilidad del combustible para resistir a la detonación.
El número de octanos es una escala del índice de detonación, sin embargo no
representa apropiadamente las características de los combustibles gaseosos.
11
El poder calorífico y el índice de detonación determinan el tiempo de encendido, el
tipo de sistema de combustible, la relación de compresión y la potencia nominal
(BHP) del motor.
1.3 ESPECIFICACIONES DEL COMBUSTIBLE PARA MOTORES
WAUKESHA
Los motores de gas de Waukesha son motores de combustión interna diseñados
para usos industriales.
Los parámetros de rendimiento de los motores Waukesha lo determina el fabricante
en base a la composición del combustible a utilizar, su conocimiento permite
determinar el poder calorífico y la estabilidad para resistir a la detonación (WKI).
Waukesha ha definido una calidad comercial estándar del gas natural, las
características se detallan en las Tablas 4 y 5.
1.3.1 COMPOSICIÓN
El combustible gaseoso es una mezcla de compuestos de naturaleza orgánica e
inorgánica, el compuesto mayoritario es el metano con pequeños porcentajes de
hidrocarburos más pesados desde el etano hasta el heptano, gases como: dióxido
de carbono, nitrógeno, helio, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno, pueden estar
presentes, puede contener también; agua y material particulado. (WAUKESHA, 1997)
Compuestos de azufre (S).- La presencia de compuestos de azufre en el
combustible hace que éste sea extremadamente corrosivo, el valor máximo
permisible de contenido de compuestos de azufre en el gas es de 0,1% en
volumen (1 000 ppm), si supera este valor el gas debe ser tratado para reducir
el contenido de azufre a valores aceptables (menores que 0,1 %).
Dióxido de carbono (CO2).- El CO2 puede estar presente en el gas
combustible, sin embargo se debe tener en cuenta el efecto corrosivo de este
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compuesto cuando coexiste agua o humedad en el gas. El CO2 junto con el agua
forman ácido carbónico (H2CO3) que es corrosivo en condiciones de presión y
temperatura altas.
Hidrocarburos líquidos.- El valor máximo permitido en el gas combustible es
de 2% (volumen). El exceso de condensados que ingrese al motor puede
originar la detonación en los cilindros, el mayor peligro es que la detonación por
presencia de líquidos no es detectada por el sistema de control de detonación
(DSM) y por lo tanto el motor no se detendrá debido a este problema. La
detonación en el motor produce el golpeteo en los pistones y las válvulas y
puede llegar a fundir los pistones con consecuencias funestas para todo el
motor.
Agua Líquida.- No es admisible ninguna cantidad de agua líquida en la
corriente de gas combustible porque ocasiona problemas de corrosión y en el
funcionamiento del motor.
Compuestos halógenos.- El contenido total de compuestos orgánicos
halogenados (TOH/Cl) en el gas combustible no debe exceder de 150
µg/l.
Hidrógeno libre.- El valor máximo permisible en el gas combustible es
de 12% (volumen).
Siloxanos.- El valor límite permitido de estos compuestos en el gas
combustible es de 25 µg/l.
Partículas Sólidas.- Las partículas sólidas causan desgaste abrasivo
en el motor. El tamaño máximo de los sólidos que puedan estar
presentes en el gas combustible es 0,3 µm.
Glicol.- No se permite glicol en la corriente del gas combustible. La
calidad del lubricante puede ser reducida.
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Crudo en la corriente de gas.- El petróleo crudo por su viscosidad
impermeabiliza la superficie del filtro coalescente y provoca dos
fenómenos:
1. El filtro impermeabilizado impide el paso de gas al motor el cual se detiene
por falta de gas combustible.
2. El filtro impermeabilizado se rompe debido a la presión del gas y el crudo
incorporado con el gas pasa al interior del motor.
En la Tabla 4 se indica la composición del gas natural estándar para motores
Waukesha.
Tabla 4. Composición del gas natural estándar para motores Waukesha
COMPONENTE PORCENTAJE
[%]
Metano 93 (volumen) mínimo
Inertes no combustibles (N2, CO2, He, etc.) 3 (volumen) máximo
Hidrocarburos no metano 15 (masa) máximo
Hidrocarburos líquidos (C5+) 2 (volumen) máximo
Oxígeno 0,2 (volumen) máximo
Vapor de agua 100 (humedad relativa)
(WAUKESHA, 1997)
Temperatura del combustible.- Bajo condiciones normales la temperatura
del gas combustible a la entrada a los equipos debe ser entre -20°F (-29°C) y
140°F (60°C).
Waukesha especifica que el punto de rocío del gas combustible debe ser al
menos de 20°F (11°C) por debajo de la temperatura medida del gas a la entrada
del regulador del motor.
1.3.2 PODER CALORÍFICO
El poder calorífico inferior saturado (SLHV) del gas es una medida de la cantidad
de energía disponible contenida en un volumen específico del combustible a las
condiciones estándar.
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El gas combustible debe lograr el mínimo requerimiento para el valor de índice de
detonación (WKI) y poder calorífico (SLHV). A medida del aumento del peso
molecular de un componente del gas se acrecienta su SLHV, pero su WKI
disminuye, por lo tanto es necesario remover algunos hidrocarburos pesados a fin
de obtener un valor aceptable de WKI y SLHV.
1.3.3 WKI (FUEL WAUKESHA KNOCK INDEX)
WKI-Waukesha Knock Index (Índice de Detonación Waukesha), es un indicador de
la habilidad del combustible para resistir la detonación (poder calorífico y estabilidad
del combustible).
WKI es un factor con el cual el fabricante garantiza el funcionamiento de sus
motores. Este factor toma en cuenta el octanaje de los diferentes hidrocarburos en
el gas y la acción antidetonante de algunos gases inertes como el dióxido de
carbono (CO2) y el nitrógeno (N2).
El máximo valor de WKI es 100,35 y corresponde a un gas que sea 100% metano,
mientras menor sea el porcentaje de metano menor será el valor de WKI.
Además de WKI y el poder calorífico, el fabricante de los motores señala algunas
recomendaciones para mantener una correcta operación de los motores de
combustión interna como el SAA.
SAA-SPECIAL APPLICATION APPROVAL.- El fabricante de los motores emite un
SAA, que es la aprobación de Ingeniería para cada nuevo motor asegurando su
funcionamiento con el gas a utilizarse.
En el SAA se indica las condiciones en las que el motor estará operando y cualquier
cambio en esas condiciones forzará el trabajo del motor a escenarios diferentes. Si
cualquiera de las situaciones cambia (altitud, temperatura ambiente, calidad de
combustible, etc.), se debe solicitar al fabricante una actualización del SAA.
En la Tabla 5 se muestran las propiedades del gas combustible motores Waukesha.
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Tabla 5. Propiedades del gas combustible para motores Waukesha
PROPIEDAD VALOR
Poder calorífico inferior LSHV 900 [Btu/pie3 estandar] (35,38 MJ/m3) aprox.
Índice de detonación-WKI 91 (mínimo)
Relación estequiométrica aire/combustible 1,08 : 1 (masa) aprox.
Relación hidrógeno/carbono 3,85 : 1 aprox.
(WAUKESHA, 1997)
1.4 TECNOLOGÍAS PARA EL TRATAMIENTO DEL GAS
COMBUSTIBLE
La corriente de gas retirada del petróleo proveniente de los pozos de un yacimiento
se somete a un tratamiento a fin de acondicionarlo para su transporte y/o uso. Los
procesos aplicados al tratamiento dependen de las siguientes variables:
Tipos de contaminantes en el gas
Concentración de contaminantes
Grado deseado de remoción de contaminantes
Selectividad del contaminante removido
Temperatura, presión y volumen del gas a ser procesado
Composición del gas a ser procesado
Recuperación de azufre (economía y/o ambiente)
El gas combustible debe cumplir con las siguientes especificaciones necesarias
para su transporte y uso:
Tener un valor de poder calorífico adecuado
Contener un mínimo de elementos contaminantes
Estar libre de partículas sólidas y agua líquida
La actual práctica del procesamiento de gas natural usualmente incluye los
principales procesos:
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1) Remoción de hidrocarburos condensables
2) Endulzamiento (remoción de gas ácido)
3) Deshidratación
La mayoría de los procesos de tratamiento del gas natural emplean las operaciones
unitarias de Absorción y Adsorción.
Absorción.- Es una operación unitaria que utiliza los diferentes grados de
solubilidad en un líquido para que los componentes solubles de una mezcla
gaseosa se retengan en el líquido. La operación inversa: desabsorción, consiste en
la transferencia de los componentes volátiles de una mezcla líquida a un gas.
Adsorción.- Es una operación unitaria en la cual sustancias específicas de una
solución se concentran en la superficie de ciertos sólidos. Se distinguen dos tipos
de fenómenos de adsorción:
Adsorción física.- O adsorción de Van Der Waals, es el resultado de las
fuerzas intermoleculares de atracción entre las moléculas del sólido y la
sustancia adsorbida, es fácilmente reversible.
Quemisorción.- O adsorción activada, es el resultado de la interacción
química entre el sólido y la sustancia adsorbida. La fuerza de adhesión es
generalmente mucho mayor que la observada en la adsorción física, el calor
liberado durante la quemisorción es comúnmente grande, semejante al de
una reacción química. (TREYBAL, 1980 pág. 626)
1.4.1 REMOCION DE HIDROCARBUROS CONDENSABLES
El poder calorífico del gas está directamente relacionado con el contenido de
hidrocarburos pesados; propano, butano y pentano, que se deben retirar para
prevenir la formación de una fase líquida durante el transporte y asegurar la
especificación del poder calorífico del gas.
Los procesos básicos usados para recuperar Líquidos del Gas Natural (LGN)
enfriando el gas por debajo de su punto de rocío son:
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Enfriamiento por refrigeración mecánica
Enfriamiento por expansión (J-T)
Enfriamiento por turbo-expansor (criogénica)
1.4.1.1 ENFRIAMIENTO POR REFRIGERACION MECÁNICA
Es el proceso más simple y más directo para la recuperación de LGN; el gas es
enfriado por un refrigerante que generalmente es propano líquido que se vaporiza,
el propano gaseoso va a la succión de un compresor en el cual se incrementa la
presión y se repite el ciclo.
El gas de entrada es pre-enfriado en el intercambiador de calor gas-gas usando la
corriente de gas de salida del separador, de ese modo se aprovecha parte de la
energía utilizada para la refrigeración. El enfriador es una unidad de tubos y carcasa
en el cual el gas pasa por los tubos y le transmite la energía al líquido refrigerante
que rodea los tubos. El refrigerante se vaporiza y deja el enfriador esencialmente
como vapor saturado.
Como parte del proceso existe la opción de suministrar glicol en el caso de que sea
necesario inhibir la formación de hidratos.
Para el circuito de refrigeración con propano se encuentran las siguientes etapas
en el ciclo:
a) Expansión
b) Evaporación
c) Compresión
d) Condensación
Se presenta en la Figura 3. el diagrama de flujo del proceso de refrigeración
mecánica del gas.
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Figura 3. Diagrama de flujo del proceso de refrigeración mecánica del gas
(MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 367)
1.4.1.2 SEPARACION A BAJA TEMPERATURA LTS O JOULE THOMSON
En los procesos de auto refrigeración el gas de entrada es pre-enfriado usando el
gas tratado a través de un intercambiador de calor gas-gas y luego se enfría aún
más por una expansión isoentálpica o expansión Joule-Thomson a través de una
válvula, esto produce que los hidrocarburos pesados y el agua condensen. En este
proceso el comportamiento no ideal del gas de entrada causa que la temperatura
del gas disminuya con la reducción de presión, y el cambio de temperatura depende
principalmente de la caída de presión.
Los líquidos condensados son removidos en uno o más separadores para alcanzar
las especificaciones de presión de vapor y composición, el gas de salida del
separador de baja temperatura que satisface dichas especificaciones es calentado
usando el gas de entrada. En la Figura 4 se muestra el esquema de la Planta J-T.
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Figura 4. Esquema de la Planta J-T
(MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 370)
La auto refrigeración es aplicable particularmente para volúmenes de gas pequeños
de 5 a 10 MMSCFD. (MOKHATAB, y otros, 2006)
1.4.1.3 REFRIGERACIÓN CRIOGÉNICA
Cuando la presión disponible es insuficiente para alcanzar el punto de rocío
requerido con el proceso de auto-refrigeración, la refrigeración criogénica puede
ser considerada. Los procesos de refrigeración criogénica se usan tradicionalmente
para la recuperación de líquidos del gas natural debido a que aun cuando tienen un
alto costo poseen bajos costos operacionales, sin embargo, contienen numerosas
partes movibles y la operación resulta compleja.
En la Figura 5 se muestra un esquema de este tipo de plantas, las mismas que se
caracterizan por el uso de una turbina de expansión en sustitución del enfriador y
de la válvula JT usada en la refrigeración mecánica y la auto-refrigeración
respectivamente, por lo cual son conocidas como plantas Turbo-Expansoras.
Se indica en la Figura 5. el diagrama de flujo de la planta de refrigeración criogénica.
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Figura 5. Diagrama de flujo de la planta de refrigeración criogénica
(MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 372)
1.4.2 ENDULZAMIENTO (REMOCIÓN DE GAS ÁCIDO)
Es el proceso de desacidificación o de remoción de H2S y CO2 contenidos en el gas
natural a concentraciones exigidas para su uso. Los métodos que han sido
desarrollados para purificar el gas se basan en dos procesos generales: absorción
y adsorción. Usualmente, las torres contactoras gas-líquido son columnas de platos
o unidades empacadas. (SPEIGHT, 1993)
Los métodos de endulzamiento de gas se pueden agrupar así:
o Absorción química (aminas y carbonato de potasio)
o Absorción física
o Procesos con conversión directa
o Procesos de adsorción
1.4.2.1 ABSORCIÓN QUÍMICA
En estos procesos el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una
solución de un componente activo que reacciona con los gases ácidos para formar
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compuestos inestables y solubles en la solución. Las reacciones que se dan entre
la solución y los gases ácidos son reversibles, por lo tanto, la solución al salir de la
torre contactora se regenera.
En los procesos de absorción química la torre contactora opera en condiciones que
obligan la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas
temperaturas y altas presiones) y la torre regeneradora opera en condiciones que
permiten la reacción de liberación de los gases ácidos (bajas presiones y altas
temperaturas).
a) Proceso con Aminas.- Este proceso implica reacciones químicas de la amina
con algún gas ácido y la liberación de una apreciable cantidad de calor. Las
aminas tienen afinidad por todos los compuestos sulfurados, pero por unos más
que otros.
Las alcanol-aminas más usadas y en orden de mayor a menor afinidad se
señalan:
Monoetanolamina (MEA)
Dietanolamina (DEA)
Trietanolamina (TEA)
Diglicolamina (DGA)
Diisopropanolamina (DIPA)
Metildietanolamina (MDEA)
MEA.- Tiene la reactividad más alta y por lo tanto la mayor capacidad para
eliminar H2S, además al tener el menor peso molecular, ofrece la mayor
capacidad para remover H2S por unidad de masa. MEA es estable
químicamente y aunque la velocidad de reacción con H2S es mayor que con
CO2, el proceso de endulzamiento no se considera selectivo.
La desventaja de MEA es que posee una presión de vapor relativamente alta
que ocasiona altas pérdidas de la solución por vaporización y reacciona
irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono.
22
DEA.- No es tan reactiva con el H2S como la MEA. Tiene capacidad para
eliminar sulfuro de carbonilo (COS) y disulfuro de carbono (CS2).
TEA.- Casi ha sido reemplazada por DEA y MEA debido a su relativa baja
capacidad de quitar H2S, igual situación se presenta con las demás aminas.
Descripción del Proceso:
La solución pobre (sin H2S) entra en contracorriente a la torre contactora por la
parte superior y el gas agrio por la parte inferior. Como se muestra en las
reacciones siguientes, en el proceso de endulzamiento se genera calor.
Las reacciones de las aminas con los gases agrios son:
RNH2 + H2S → RNH4S + calor [7]
2RNH2 + CO2 → RNHCO2 + RNH3 + calor [8]
RNH2 + H2O + CO2 → RNH3HCO3 + calor [9]
A la torre regeneradora ingresa la solución rica (con H2S) en la que se calienta
y se separa la mayor cantidad de amina del H2S y/o CO2. Los gases que salen
de la regeneradora se hacen pasar por un intercambiador de calor para
enfriarlos y lograr condensar la amina que sale en estado gaseoso, luego la
mezcla resultante se lleva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2
salen como gases. En el proceso de regeneración, al aplicar calor a la solución
rica, se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas, pero no las
reacciones con CS y CS2 que producen compuestos insolubles.
b) Proceso con Carbonatos.- Conocido como Proceso De Carbonato Caliente
porque usa soluciones de carbonato de potasio (K2CO3) del 25-35% (peso) y
temperaturas de aproximadamente 230°F.
La mayoría de los procesos con carbonato contienen un activador que actúa
como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir el tamaño
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de las torres contactora y regeneradora, estos activadores son del tipo aminas
(DEA) o ácido bórico.
1.4.2.2 ABSORCION FISICA
En este proceso el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y
sin que se presente reacciones químicas; mientras más alta sea la presión y la
cantidad de gas, mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución.
Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados.
Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o
moderada de calor.
a) Proceso Selexol.- Usa como solvente un dimetil éter de polietileno glicol
(DMPEG). La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8-10 veces la del CO2,
permitiendo la absorción preferencial del H2S.
Ventajas:
Selectivo para H2S
No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas
Pocos problemas de corrosión
Remueve aproximadamente 50% del COS y CS2
Desventajas:
Alta absorción de hidrocarburos
Requiere presiones altas
Solvente más costoso que las aminas
Baja remoción de mercaptanos
b) Proceso de lavado con agua.- El proceso es efectivo a presiones elevadas y
altas concentraciones de gases ácidos. A veces es recomendable combinar
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este proceso con el de aminas para reducir costos. En el proceso el gas ácido
es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que
viene en contra corriente, el gas sale parcialmente endulzado y se envía a la
planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento.
El agua que sale del fondo de la torre se envía a un separador de presión
intermedia para remover los hidrocarburos disueltos y al salir de éste se
represuriza para enviarla a un separador de baja presión donde se remueven
los gases ácidos y el agua ya limpia se recircula a la torre.
Ventajas:
Corrosión mínima por no tener reacciones químicas
Requiere poca o ninguna aplicación de calor
Proceso muy selectivo
Desventajas:
Requiere de una unidad recuperadora de azufre
c) Proceso híbrido
Estos procesos procuran aprovechar las ventajas de los procesos químicos:
alta capacidad de absorción, y de los procesos físicos: bajo consumo de
energía en las etapas de regeneración.
El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa el solvente físico Sulfolano
(dióxido de tetrahidrotiofeno), el solvente químico (DIPA) y agua. La proporción
de los solventes varía dependiendo de los requerimientos del proceso de
endulzamiento.
Ventajas:
Excelentes capacidades para la remoción de H2S y CO2
Remoción selectiva del H2S especialmente con relaciones CO2/H2S altas
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Desventajas:
El CO2 degrada la DIPA
Por la presencia del sulfolano se tiene absorción excesiva de hidrocarburos
pesados
1.4.2.3 PROCESO DE CONVERSIÓN DIRECTA
Este proceso remueve el H2S y lo convierte directamente a azufre elemental sin
necesidad de una unidad recuperadora de azufre. Se aplican reacciones de
oxidación–reducción que implica la absorción de H2S en una solución alcalina.
Entre estos métodos está el proceso Stretford y del Hierro Esponja.
a) Proceso Stretford.- Se usa una solución de carbonato de sodio (Na2CO3) y
bicarbonato de sodio (NaHCO3) en agua, la relación es en función del contenido
de CO2 en el gas.
El gas agrio entra por el fondo de la torre y hace contacto en contracorriente
con la solución del proceso. La solución permanece en la torre
aproximadamente 10 minutos para que haya el contacto adecuado, se
completan las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de
oxidación en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a
azufre elemental. El mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque de
oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede
remover.
Ventajas:
Buena capacidad de remover H2S
Proceso selectivo, no remueve CO2 (algunas veces es deseable para
controlar el poder calorífico del gas)
No requiere unidad recuperadora de azufre
No requiere suministro de calor ni expansión para evaporación
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El azufre obtenido es de pureza comercial
Desventajas:
Es un proceso complejo
El solvente se degrada
Las sustancias químicas son costosas
b) Proceso del Hierro Esponja.- Es un proceso aplicable cuando la cantidad de
H2S es baja. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina.
Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a través de un lecho
de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada
de óxido férrico (Fe2O3) el cual tiene alta afinidad por el H2S. La reacción
química que ocurre es la siguiente:
Fe2O3 + 3H2S → Fe2S3 + 3H2O [10]
La temperatura se debe mantener por debajo de 120°F pues a temperaturas
superiores y en condiciones ácidas o neutras se pierde agua de cristalización
del óxido férrico.
El lecho se regenera circulando aire a través de él, de acuerdo con la siguiente
reacción:
2Fe2S3 + 3O2 → 2Fe2O3 + 6S [11]
Desventajas:
Regeneración difícil y costosa
Incapacidad de manejar altas cantidades de azufre
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1.4.2.4 PROCESO DE ADSORCION (LECHO SECO)
En estos procesos el gas agrio se hace pasar a través de un filtro que tiene afinidad
por los gases ácidos y en general por las moléculas polares presentes en el gas,
entre las que también se encuentra el agua. El más común de estos procesos es el
de las mallas moleculares.
Proceso con mallas moleculares.- Es un proceso de adsorción física, las
moléculas polares como las de H2S y H2O que entran a los poros forman enlaces
iónicos débiles en los sitios activos por lo que las mallas moleculares podrán
endulzar y deshidratar simultáneamente al gas.
Estos procesos se realizan a presiones moderadas y el lecho se regenera
circulando una porción del gas endulzado.
Las mallas moleculares son poco usadas pero se pueden aplicar cuando la cantidad
de gas a tratar es baja o para volúmenes grandes pero con contenidos bajos de
contaminantes ácidos.
Ventajas:
Son económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de
H2S
Alta selectividad (solo remueven H2S)
Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar a la vez
1.4.3 DESHIDRATACION
Es el proceso de remoción del agua asociada al gas, la remoción de agua es
necesaria por las siguientes razones:
Evitar la formación de hidratos
Cumplir las especificaciones del gas (máx. 7 lb H2O/MMPCE)
Mitigar la corrosión en el sistema
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El vapor de agua aumenta el volumen y su presencia en el gas disminuye su
poder calorífico
CONTENIDO DE AGUA
La determinación del contenido de agua en la corriente de gas es el primer paso en
la evaluación y/o diseño de un sistema de deshidratación. El método manual más
usado para cuantificar la presencia de agua en el gas natural es la carta de McKetta
y Wehe (1958), generada a partir de datos empíricos, la cual está limitada a gases
dulces y no debe ser usada para composiciones de gases agrios mayores del 5%
mol en H2S y/o CO2. En la Figura 6 se muestra la correlación de presión –
temperatura realizada por McKetta y Wehe (1958). (MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 324)
Figura 6. Correlación de presión–temperatura, McKetta y Wehe
(GPSA, 1998)
29
Existen varios métodos para deshidratación de gas natural, los más comunes son
los de líquidos desecantes (glicol), sólidos desecantes y refrigeración (p.e.
enfriamiento de gas), los dos primeros métodos utilizan transferencia de masa de
moléculas de agua dentro de un solvente líquido (solución de glicol) o una
estructura cristalina (desecante seco), el tercer método emplea el enfriamiento para
condensar las moléculas de agua.
Existen otras tecnologías de deshidratación (p.e. membranas, tubos vortex y
procesos supersónicos) que son menos usadas, sin embargo su aplicabilidad debe
ser evaluada en cada caso. (MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 324)
1.4.3.1 DESHIDRATACIÓN POR ABSORCIÓN
Emplea un desecante líquido para remover el agua contenida en el gas. Los glicoles
son los desecantes líquidos más comunes ya que son altamente higroscópicos.
Son alcoholes múltiples, es decir compuestos químicos que poseen dos grupos
terminales –OH los cuales tienen características afines con el agua. La
característica más importante es la de formar puentes de hidrógeno que es un tipo
de enlace molecular el cual favorece la solubilidad del agua con otro compuesto.
Además tienen otras propiedades como:
No solidifican en soluciones concentradas
No son corrosivos
No forman precipitados con hidrocarburos
Son insolubles en hidrocarburos
Son estables en presencia de CO2, H2S
Los glicoles más utilizados en la deshidratación del gas natural son:
a) Monoetilén Glicol (MEG), se usa en plantas que operan a temperaturas bajas
(T< 50°F).
b) Dietilén glicol (DEG), tiene baja eficiencia en comparación con el TEG.
c) Trietilén glicol (TEG), es el más comúnmente usado (95%), posee las
siguientes ventajas:
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▪ Puede ser regenerado más fácilmente hasta una solución de 98-99,5%.
▪ Tiene una temperatura inicial teórica de descomposición de 404°F,
mientras que la del DEG es de 328°F.
▪ Las pérdidas por vaporización son menores que con el MEG o DEG, el TEG
puede ser regenerado más fácilmente a altas concentraciones.
▪ Requiere equipos de regeneración simples
▪ Costos operacionales bajos
d) Tetraetilén Glicol (TREG), es más costoso que el TEG pero tiene menor
pérdida en contacto con el gas a altas temperaturas.
Descripción del Proceso:
La temperatura del gas húmedo debe ser de 60 a 120°F. Si la temperatura del
absorbedor es menor a 60°F el incremento de viscosidad del TEG puede reducir la
eficiencia en la transferencia de masa.
Una planta deshidratadora con TEG se explica en dos zonas:
Zona de absorción, la corriente de gas húmedo ingresa a un separador
vertical de gas (scrubber de entrada) con el propósito de remover los líquidos
y sedimentos acumulados en la corriente de gas, posteriormente el gas
ingresa por el fondo de una torre absorbedora y asciende poniéndose en
contracorriente al flujo del glicol, allí se establece el contacto entre el gas y
la solución de alta concentración de TEG. El TEG absorbe el vapor de agua
de la corriente de gas (transferencia de masa del gas al líquido).
En la zona de regeneración, el TEG rico (alta concentración de agua) sale
por el fondo de la torre absorbedora y continúa su paso hacia el sistema de
regeneración. La corriente de TEG rico, caliente y filtrado entra por la parte
inferior de la columna despojadora, la cual está empacada, donde el vapor
de agua generado en el rehervidor asciende y el glicol diluido fluye hacia
abajo a través de la sección empacada del despojador.
31
En el tope de la columna despojadora hay un condensador a condiciones
atmosféricas que condensa cualquier vapor de glicol que pudiera haberse
evaporado.
El glicol pobre (baja concentración de agua) regenerado fluye a través del
intercambiador de calor: glicol rico-glicol pobre, y se recicla con una bomba
a la torre absorbedora, mientras el gas seco que sale por el tope de la torre
absorbedora fluye por un intercambiador de calor glicol pobre-gas en el cual
el glicol pobre es enfriado antes de entrar nuevamente a la torre
absorbedora. Se muestra en la Figura 7 el diagrama de flujo de
deshidratación con TEG.
Figura 7. Diagrama de flujo de deshidratación con TEG
(MOKHATAB, y otros, 2006 pág. 326)
El glicol requerido en un proceso de deshidratación, según el diseño, viene dado
por la siguiente ecuación:
Q = R*dW [12]
Donde:
Q: glicol requerido en el proceso, [gal. glicol / MMPCE de gas procesado]
INLET SEPARATOR
LEAN GLYCOL IN
RICH GLYCOL OUT
GLYCOL PUMP
REBOILER
WATER OUT
ACCUMULATOR
STRIPPING COLUMN
GLYCOL TOGAS EXCHANGER
32
R: relación glicol / agua removida, [gal. glicol / lb agua removida]
dW: cantidad de agua removida del gas, [lb]
La cantidad de agua removida por el gas (dW) viene dada por la ecuación:
dW =W1 – W2 [13]
Donde:
W1: contenido de agua en el gas de entrada, [lb agua / MMPCE]
W2: contenido de agua en el gas deshidratado, [lb agua / MMPCE]
1.4.3.2 DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN
El agua forma una delgada capa que es retenida en la superficie del desecante a
través de fuerzas de atracción, no es una reacción química. Se utilizan desecantes
sólidos alcanzando concentraciones menores a 0,05 lb H2O/MMPCE. Es un
proceso más costoso que con glicol, se aplica a gases con alto contenido de H2S,
requerimientos de bajos valores de punto de rocío y remoción de agua a una
cantidad mínima.
Existe una variedad de desecantes sólidos y se debe seleccionar el material
considerando las propiedades deseables del gas: (MOKHATAB, y otros, 2006)
Alta capacidad de adsorción en equilibrio
Alta selectividad
Fácil regeneración
Baja caída de presión
Buenas propiedades mecánicas
Bajo costo, no corrosivo, no tóxico, químicamente inerte
Los adsorbentes más usados son:
a) Sílica gel
b) Alúmina activada
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c) Tamices moleculares
a) Sílica Gel
Es dióxido de silicio amorfo (SiO2), puede ser usado para la deshidratación
de gas y líquido y la recuperación de hidrocarburos líquidos del gas natural,
tiene las siguientes características:
Regeneración más fácil que la de los tamices moleculares.
Alta capacidad de remoción de agua, puede adsorber sobre el 45%
de su peso en agua.
Menor costo que con tamices moleculares.
b) Tamiz molecular
La estructura es un arreglo de cavidades conectadas a través de poros
uniformes con diámetros de 3 a 10°A, dependiendo del tipo de tamiz. Las
características son:
Capacidad de deshidratación menor a 0,1 ppm de contenido de agua.
Excelente para la remoción de H2S y CO2, altas temperaturas de
deshidratación, hidrocarburos pesados líquidos.
Más costoso que la sílica gel pero ofrece mejor deshidratación.
Requiere de altas temperaturas para la regeneración, alto costo
operativo.
c) Alúmina activada
Es una forma hidratada del óxido de aluminio (Al2O3), fabricada a partir
del óxido de aluminio que es activado por calentamiento, la estructura es
amorfa y no cristalina, es altamente usada para la deshidratación de
gases y líquidos. Las características son:
Debido a que es amorfo absorbe más moléculas de agua.
34
Puede producir un punto de rocío menor a -158°F si se aplica
apropiadamente.
Requiere de menor calor para la regeneración que los tamices
moleculares y la temperatura de regeneración es menor.
35
CAPITULO 2. PARTE EXPERIMENTAL
2.1 ESTABLECIMIENTO DE LAS CARACTERÍSTICAS ACTUALES
DEL GAS COMBUSTIBLE: COMPOSICIÓN, PROPIEDADES
El gas combustible utilizado en la generación de energía eléctrica es gas asociado a
la producción de petróleo, el cual ingresa desde las plataformas de producción hacia
la planta de deshidratación (SPF) en donde se lo separa del agua y gas.
El gas proveniente del proceso de deshidratación entra a los scrubber de gas: V-
3013 y V-3015, pasa a los compresores: C-3020, C-3021 y C-3022, posteriormente
se dirige hacia los recipientes: V-3010, V-3011 y V-3012 e ingresa al cabezal de
succión de los generadores Waukesha y/o al compresor C-3121 A/B de la turbina G-
2170B.
En las Tablas 6 y 7 se muestran los resultados de la cromatografía
correspondientes a la composición y propiedades de la muestra de gas tomada a
la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015.
Tabla 6. Composición del gas a la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015
COMPONENTE COMPOSICION MOLAR
[%]
Nitrógeno 6,45
Metano 39,83
Dióxido de carbono 18,11
Etano 7,11
Agua 4,04
Propano 10,63
i-Butano 2,60
n-Butano 4,95
i-Pentano 2,35
n-Pentano 2,18
36
Tabla 6. Composición del gas a la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015
(continuación)
COMPONENTE COMPOSICION MOLAR
[%]
i-Hexano 0,94
n-Hexano 0,80
i-Heptano 0,05
n- Heptano 0,02
TOTAL 100
Tabla 7. Propiedades físicas del gas a la entrada de los scrubbers V-3013 y V-3015
PROPIEDAD VALOR UNIDAD
Densidad Relativa 1,14 Adimensional
Peso Molecular Promedio 32,83 [kg/kmol]
Poder Calórico Superior del Gas 1 316,2 [Btu/pie3]
En las Tablas 8 y 9 se muestran los resultados de la cromatografía
correspondientes a la composición y propiedades de la muestra de gas tomada a
la entrada de los generadores Waukesha.
Tabla 8. Composición del gas a la entrada de los generadores Waukesha
COMPONENTES COMPOSICION MOLAR
[%]
Nitrógeno 7,61
Metano 45,14
Dióxido de carbono 20,22
Etano 7,87
Agua 0,34
Propano 8,13
i-Butano 2,46
n-Butano 4,47
i-Pentano 1,74
n-Pentano 1,41
i-Hexano 0,08
37
Tabla 8. Composición del gas a la entrada de los generadores Waukesha (continuación)
COMPONENTES COMPOSICION MOLAR
[%]
n-Hexano 0,54
i-Heptano 0,00
n- Heptano 0,00
TOTAL 100
Tabla 9. Propiedades físicas del gas a la entrada de los generadores Waukesha
PROPIEDAD VALOR UNIDAD
Densidad Relativa 1,08 Adimensional
Peso Molecular Promedio 31,05 [kg/kmol]
Poder Calórico del Gas 1 184,7 [Btu/pie3]
2.2 LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN DEL SISTEMA ACTUAL
DE GAS COMBUSTIBLE EN SPF
2.2.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE GAS
2.2.1.1 ÁREA GEOGRÁFICA DONDE SE UBICAN LAS INSTALACIONES DEL
SISTEMA DE GAS
El sistema de generación de energía eléctrica en estudio se encuentra en SPF-
Facilidades de Producción Sur (Southern Production Facilities), Bloque 16 de la
empresa REPSOL ECUADOR, ubicada en la provincia de Orellana, región
Amazónica del Ecuador. Se trata de un área envuelta en flora y fauna típica de la
región; con clima húmedo tropical lluvioso, altas precipitaciones, elevada humedad
y temperaturas que se mantienen regularmente entre el invierno y el verano.
Se indican en las Tablas 10, 11 y 12 los datos de temperatura, presión y humedad
del lugar.
38
Tabla 10. Temperatura ambiente de la zona
TEMPERATURA BULBO SECO
[ºF]
BULBO HÚMEDO
[ºF]
Temperatura máxima de diseño 102 97
Temperatura promedio de diseño (verano / invierno) 95 / 80 82 / 77,5
Temperatura mínima de diseño 59 57
Tabla 11. Presión barométrica de la zona
PRESIÓN VALOR
[psia]
Presión barométrica máxima de diseño 14,32
Presión barométrica mínima de diseño 14,02
Tabla 12. Humedad relativa de la zona
HUMEDAD [%]
Humedad máxima de diseño 99,9
Humedad promedio de diseño 90,4
Humedad minima de diseño -
2.2.1.2 CAPTACIÓN DE GAS
El gas que alimenta el sistema proviene desde el proceso de deshidratación de
petróleo a partir de los siguientes equipos:
separadores de agua: V-2101A, V-2101B, V-2102A, V-2102B, V-2103A, V-
2103B, V-2104A
separadores de producción: V-2105, V-2205, V-2305
deshidratadoras: V-2106, V-2206 y V-2306
adicionalmente se recibe el aporte del gas de baja presión que es tomado
por los compresores: C-2067 B y C-2067 C
39
Todo el gas procedente de la planta de deshidratación ingresa a los scrubbers V-
3013 y V-3015, donde se separa la mayor cantidad de condensados, el gas que
sale de los scrubber mencionados se envía a la succión de los compresores: C-
3020, C-3021 y C-3022; el gas comprimido y depurado en las diferentes etapas de
compresión se almacena en los vessel: V-3010, V-3011 y V-3012, de donde se
retiran los condensados acumulados. El gas procedente de estos recipientes es
enviado hacia el cabezal principal de combustible de los generadores Waukesha
y/o hacia la succión de los compresores: C-3121A ó C-3121B, para suministrar
combustible a la turbina G-2170B.
El esquema general del proceso descrito se presenta en la Figura 8.
Figura 8. Esquema del proceso del gas combustible en SPF
GAS PROCESOS
LIQ. 1
C-3020
V-3013
V-3015
C-3021
C-3022
V-3010
V-3011
V-3012
HACIAWAUKESHA
LIQ. 2
LIQ. 3
2.2.2 LAYOUT
En la Figura 9 se muestra el Layout del sistema actual de gas.
40
Figura 9. Layout del sistema actual de gas
V-3010
V-3015
C-3020
F-1793A/B F-102A/B
C-3121B
C-3121A
F-101 A/B
C-3022
V-3011
V-3012
C-3021
V-3013
2.2.3 CONDICIONES DE DISEÑO DE LOS EQUIPOS ACTUALES
Los equipos mayores que constituyen el sistema de generación eléctrica con
generadores Waukesha son los siguientes:
Compresores
Vessel
Generadores Waukesha
COMPRESORES.- Los compresores C-3020, C-3021 y C-3022 son máquinas
reciprocantes de dos etapas; los dos primeros son de marca ARIEL, modelo JGR/2,
que se accionan por motores eléctricos marca SIEMENS de 350 hp, 4160V, 60 Hz,
el compresor C-3022 es de marca Universal Compresión, modelo B-452, que se
acciona por un motor eléctrico marca General Electric de 500 hp, 4160 V, 60 Hz.
En la Tabla 13 se muestran los datos de temperatura, presión y caudal que se tienen
en los compresores.
41
Tabla 13. Temperatura, presión y caudal en los compresores C-3020/21/22
EQUIPO
TEMPERATURA DE SUCCIÓN
[°F]
PRESIÓN DE SUCCIÓN
[psig]
PRESIÓN DE DESCARGA
[psig]
CAUDAL
[MMPCED]1
C-3020/21/22 120 – 140 30 - 32 210 – 220 4,00 – 5,32
VESSEL.- En la Tabla 14 se muestran los datos de temperatura, presión y
caudal que se tienen en los recipientes V-3013 y V-3015.
Tabla 14. Temperatura, presión y caudal en los recipientes V-3013/15
EQUIPO TEMPERATURA
[°F]
PRESIÓN
[psig]
CAUDAL
[MMPCED]
V-3013 / V-3015 120 – 140 32 – 30 4,00 – 5,32
El gas comprimido es acumulado en los vessel V-3010, V-3011 y V-3012. Los dos
recipientes primeros tienen una capacidad de 115 m3 cada uno y el V-3012 tiene
una capacidad de 110 m3.
En la Tabla 15 se muestran los valores de temperatura y presión en los recipientes
V-3010, V-3011 y V-3012.
Tabla 15. Temperatura y presión de los recipientes V-3010/11/12
EQUIPO TEMPERATURA
[°F]
PRESIÓN
[psig]
V-3010/11/12 65 – 115 210 – 220
GENERADORES WAUKESHA.- Parte del proceso de generación eléctrica a gas
se lo ejecuta con unidades de 1 050 kW de capacidad, cada una de estas unidades
consta de una máquina motriz (motor de combustión interna) Waukesha, modelo
L7042GSI, que utiliza como combustible gas asociado a la producción de petróleo,
1 MMPCED.- Millones de pies cúbicos estándar por día.
42
posee 12 cilindros, 1 200 RPM y una potencia nominal de 1 492 hp. Esta máquina
motriz va acoplada mecánicamente a un generador eléctrico KATO modelo
A261140008, cuyas características son: 1050 kW, 3, 60 Hz, PF=0.8,
2400V/4160V, 182 A. Cada unidad consume 200 000 pies3/d de gas y produce 850
kW/d de energía.
El valor del poder calórico inferior que debe tener el gas que se envía hacia los
generadores Waukesha es de 900 [Btu/pies3], valor indicado por el fabricante de los
equipos para su correcto funcionamiento. (WAUKESHA, 1997)
2.3 REVISIÓN INTEGRAL DEL SISTEMA ACTUAL DE GAS DESDE
EL INGRESO A LOS SCRUBBER DE GAS V-3013/15 HASTA LA
ADMISIÓN DEL GAS COMBUSTIBLE A LOS MOTORES
WAUKESHA. SIMULACIÓN CON HYSYS
La simulación de los procesos es un recurso fundamental para el diseño, evaluación
y optimización de los mismos. Para el presente estudio se utilizó el simulador
HYSYS.
Los datos empleados para la simulación del sistema de gas con HYSYS fueron los
siguientes:
flujo de gas proveniente del proceso de deshidratación = 4,4 MMPCED
composición y propiedades del gas (se indican en las Tablas 6. y 7.
respectivamente)
presión del gas al ingreso de los V-3013/15 = 30 psig
temperatura del gas al ingreso de los V-3013/15 = 140 °F
temperatura promedio del ambiente = 95 ºF
temperatura y presión en los scrubber V-3013 y V-3015, compresores C-
3020/21/22 y recipientes V-3010, V-3011 y V-3012, se indican en las Tablas
13, 14 y 15, respectivamente
43
flujo promedio de gas que se envía hacia los generadores Waukesha = 0,4
MMPCED
presión del gas al ingreso de los generadores Waukesha = 40 psig
temperatura del gas al ingreso de los generadores Waukesha = 100 ºF
En la Figura 10 se muestra el diagrama de flujo del sistema actual de gas simulado
con HYSYS.
44
Figura 10. Esquema del sistema actual de gas
Simulación en HYSYS
45
2.3.1 BALANCE DE MASA
En la Tabla 16 se presentan las composiciones del gas que ingresa a los scrubber
V-3013/3015 y del gas que se envía hacia los motores Waukesha, los valores fueron
resultados de cromatografía y de la simulación con HYSYS.
Tabla 16. Composición del gas que ingresa a los scrubbers V-3013/15 y del gas que se
envía a los motores Waukesha
CCOMPONENTES
V-3013/3015 WAUKESHA
COMPOSICIÓN MOLAR (resultado de
cromatografía)
[%]
COMPOSICIÓN MOLAR (resultado de
cromatografía)
[%]
COMPOSICIÓN MOLAR (resultado de
simulación con HYSYS)
[%]
N2 6,45 7,61 6,71
CH4 39,83 45,14 41,41
CO2 18,11 20,22 18,82
C2H6 7,11 7,87 7,38
H2O 4,04 0,34 0,80
C3H8 10,63 8,13 10,99
i-C4H10 2,60 2,46 2,67
n-C4H10 4,95 4,47 5,07
i-C5H12 2,35 1,74 2,36
n-C5H12 2,18 1,41 2,17
n-C6H14 1,70 0,54 1,59
i-C6H14 -- -- --
n-C7H16 0,05 0,00 0,04
i-C7H16 -- 0,00 --
En la Tabla 17 se muestra los flujos de entrada y salida del sistema actual de gas,
resultado de la simulación con HYSYS.
46
Tabla 17. Flujos del sistema actual de gas, resultados de la simulación
CORRIENTES DE INGRESO
FLUJO MASICO
[lb/h]
CORRIENTES DE SALIDA
FLUJO MASICO
[lb/h]
GAS PROCESOS ()15 892,4 LIQ-1 0
LIQ-2 475,0
LIQ-3 0
GAS IN C-3121A/B 13 906,4
GAS IN WAUKESHA () 1 511,0
TOTAL 15 892,4 15 892,4
(*) Valor fijado
2.3.2 BALANCE DE ENERGÍA
En la Tabla 18 se muestran los valores de potencia nominal de los equipos
utilizados en el sistema actual de gas.
Tabla 18. Carga térmica y potencia de los equipos del sistema actual de gas
EQUIPO POTENCIA NOMINAL
[hp]
C-3020 () 350
C-3021 () 350
C-3022 () 500
ENFRIADOR DE COMPRESORES () 774,3
() Especificación de equipo
() Valor resultado de la simulación con HYSYS
En la Tabla 19. se muestran los valores de presión, temperatura y poder calorífico
de las corrientes de gas del sistema actual obtenidos de la simulación con HYSYS.
47
Tabla 19. Presión, temperaturas y poder calorífico de las corrientes de gas, resultados de
la simulación del proceso actual
FLUJO PRESIÓN
[psig]
TEMPERATURA
[°F]
TEMPERATURA DE ROCÍO
[°F]
LHV [Btu/pie3]
OBSERVACION
GAS PROCESOS () 30 () 140 122 1196
GAS IN COMP. 30 140 122 1196
GAS SAL COMP. () 220 350,5 187,5 1196
GAS SAL ENF. 215 () 120 186,6 1196 Se produce
condensación
GAS ENTRADA V-3010/11/12
215 120 120 1223
GAS COMBUSTIBLE 215 120 120 1223
GAS a WAUKESHA-1 215 120 120 1223
GAS a WAUKESHA-2 () 65 104,9 86,46 1223
GAS IN WAUKESHA () 40 102,3 75,31 1223
GAS IN C-3121 A/B () 100 108,5 97,65 1223
(*) Valor fijado
2.3.3 RESULTADOS
La composición del gas que llega a los recipientes V-3013/3015 fue diferente a la del
gas que se envía hacia los motores Waukesha debido al proceso al que actualmente
se somete el gas. Se observa en la Tabla 16 la composición de cada corriente,
notándose de manera importante, en la corriente de gas hacia los Waukesha la
reducción del contenido de agua y de los componentes desde i-C5 en adelante.
En las condiciones actuales establecidas; la corriente de gas que sale del enfriador
correspondiente a la etapa de compresión se condensó debido a que la temperatura
de rocío (TR =186,6°F) es mayor a la que se encuentra el gas (120°F).
El poder calorífico inferior del gas (LHV) que se envía hacia los motores Waukesha
resultó en 1 223,0 Btu/pie3 (valor de la simulación) y 1 184,7 Btu/pie3 (valor de la
cromatografía), con una variación de 3,3% entre ellos. Se señaló que el valor del
poder calorífico inferior del gas a utilizar en los generadores Waukesha debe ser de
900 Btu/pie3, valor que es superado, por lo tanto es necesario mejorar la calidad del
gas para los generadores en estudio.
48
2.4 IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS PARA
MEJORAR LA CALIDAD DEL GAS COMBUSTIBLE.
SIMULACIÓN CON HYSYS
El objetivo principal del proceso alternativo fue el acondicionamiento del gas para
los generadores Waukesha a través del enriquecimiento del combustible en sus
componentes más livianos (C1 y C2) y la eliminación de los hidrocarburos más
pesados y humedad.
Se plantearon y analizaron las opciones que se podrían implementar en el sistema
de gas, el tratamiento se resumió en la eliminación de líquidos presentes
(hidrocarburos pesados y agua) por medio de enfriadores de gas y separadores de
gas/líquido.
En la Figura 11 se indica un sistema de tratamiento típico de gas combustible.
Figura 11. Sistema de tratamiento típico de gas combustible
(WAUKESHA, 1997 pág. 7)
49
2.4.1 BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO
Una forma indirecta de especificar la calidad del gas natural es mediante la
temperatura de rocío (TR) de los hidrocarburos, la cual representa para una presión
específica, la temperatura mínima a la que es posible transportar el gas sin tener
problemas de condensación en las líneas, mientras menor es la temperatura de
rocío, menor es la concentración de hidrocarburos pesados y mayor la
concentración de metano (C1) y etano (C2).
La forma más simple de eliminar los hidrocarburos pesados es a través de la
condensación parcial de la mezcla a través del enfriamiento; se genera una fase
líquida rica en hidrocarburos pesados que se eliminan mediante un separador de
fases gas/líquido y la fase gaseosa se enriquece de hidrocarburos livianos.
Las premisas consideradas para el planteamiento y evaluación de las alternativas
del sistema de gas fueron:
Disminuir al mínimo el contenido de agua en la corriente de gas
Alcanzar una temperatura de rocío del gas a la entrada de los generadores
Waukesha que garantice la no condensación de los componentes pesados, esta
temperatura debe ser al menos 20°F por debajo de la temperatura medida del
gas a la entrada del regulador del motor: (WAUKESHA, 1997)
TR mín. [°F] =T entrada [°F] - 20 °F [14]
Reducir el poder calorífico inferior (LHV) del gas a un valor cercano al
especificado por el fabricante (900 Btu/pie3).
2.4.1.1 ALTERNATIVA N°1: ENFRIAMIENTO DEL GAS QUE SE DIRIGE HACIA
LOS COMPRESORES C-3020/21/22
La temperatura del gas que se envía hacia los compresores C-3020/21/22 (T~140°F)
debe disminuir ya que una alta temperatura podría dañar empaques o válvulas de
50
los equipos, razón por la que se propuso colocar un enfriador con aire en la línea de
ingreso hacia los recipientes V-3013/15.
La temperatura ambiente promedio es: 95 °F.
En la Figura 12 se muestra el esquema general de la Alternativa N°1, se resalta en
el recuadro la variación propuesta.
Figura 12. Esquema de la Alternativa N°1
GAS PROCESOS
LIQ. 1
C-3020
V-3013
V-3015
C-3021
C-3022
V-3010
V-3011
V-3012
HACIA
WAUKESHA
HACIA TURBINA
LIQ. 2
LIQ. 3
La temperatura de la corriente de GAS ENFRIADO se estableció en 96°F
considerando el caso en el que la temperatura ambiente alcance valores de 102°F
(temperatura ambiente máxima de diseño). En el caso de tener una temperatura
del GAS ENFRIADO menor a 96°F no sería posible el intercambio de calor ya que
se tendría un “cruce de temperaturas” en el aeroenfriador.
En la Figura 13 se indica el esquema simulado del sistema de gas con la Alternativa
N°1.
51
Figura 13. Esquema simulado del sistema de gas con la Alternativa N°1
Simulación en HYSYS
52
2.4.1.2 ALTERNATIVA N°2: ENFRIAMIENTO DEL GAS Y SEPARACIÓN DE
CONDENSADOS DE LA CORRIENTE QUE SE DIRIGE DESDE LOS
RECIPIENTES V-3010/11/12 HACIA LOS GENERADORES WAUKESHA
Se planteó enfriar el gas que se envía hacia los generadores Waukesha; primero
intercambiando calor con gas frío de la misma corriente pero aguas abajo, y
posteriormente utilizando un enfriador para reducir la temperatura, se establecieron
las temperaturas de las corrientes a las que se debe enfriar.
A la salida de cada equipo de transferencia de calor se ubicaron separadores de
fases gas/líquido para retirar el condensado resultante.
Se indica en la Figura 14 el esquema de la Alternativa N°2, se resalta en el recuadro
la variación propuesta.
53
Figura 14. Esquema de la Alternativa N°2
GAS PROCESOS
LIQ. 1
C-3020
V-3013
V-3015
C-3021
C-3022
V-3010
V-3011
V-3012
HACIA
WAUKESHA
HACIA TURBINA
LIQ. 2
LIQ. 3
LIQ. 4
LIQ. 5
54
La temperatura de la corriente de gas que sale del intercambiador GAS OUT
INTERC. no puede ser menor a 100°F porque no se cumplirían las especificaciones
de diseño del intercambiador E-101 y se tendría un factor de corrección F2 muy
bajo, y si la temperatura es mayor a 100°F se tiene disminución del poder calorífico
y también de la temperatura de rocío de la corriente GAS TRATADO porque hay
mayor condensación de gas a la salida del enfriador E-102 debido a que se tiene
establecida la temperatura de la corriente de salida GAS OUT ENF. en 40°F. Esta
exagerada disminución del poder calorífico y temperatura de rocío no es tan
conveniente porque reduce significativamente el poder energético del combustible.
Si se tiene una temperatura mayor a 40°F en la corriente GAS OUT ENF. que sale
del enfriador E-102 no se cumple las especificaciones del intercambiador E-101 y
se tiene un factor de corrección F muy bajo, en el caso contrario, si se tiene una
temperatura menor a 40°F, resulta en una disminución importante del poder
calorífico y no es muy útil porque se reduce el poder energético del combustible.
En la Figura 15 se muestra el esquema simulado del sistema de gas con la
Alternativa N°2.
2 F es el factor de corrección de la diferencia de temperaturas de los fluidos caliente y frio en un
intercambiador de calor, LMTD.
55
Figura 15. Esquema simulado del sistema de gas con la Alternativa N°2
Simulación en HYSYS
56
2.4.1.3 ALTERNATIVA N°3: ENFRIAMIENTO DEL GAS Y SEPARACIÓN DE
CONDENSADOS UTILIZANDO LAS ALTERNATIVAS N°1 Y N°2
Se planteó combinar las Alternativas N°1 y N°2 simultáneamente para enfriar el gas
que va hacia los compresores C-3020/21/22 y separar la mayor cantidad de agua e
hidrocarburos condensables de la corriente que ingresa a los generadores
Waukesha.
En la Figura 16 se indica el esquema de la Alternativa N°3, se resalta en el recuadro
la variación propuesta.
Se muestra en la Figura 17 el esquema simulado del sistema de gas con la
Alternativa N°3.
57
Figura 16. Esquema de la Alternativa N°3
GAS PROCESOS
LIQ. 1
C-3020
V-3013
V-3015
C-3021
C-3022
V-3010
V-3011
V-3012
HACIA
WAUKESHA
HACIA TURBINA
LIQ. 2
LIQ. 3
LIQ. 4
LIQ. 5
58
Figura 17. Esquema simulado del sistema de gas con la Alternativa N°3
Simulación en HYSYS
59
2.4.2 BALANCE DE MASA
ALTERNATIVA N°1
Los flujos de entrada y salida del sistema, resultado de la evaluación a la
Alternativa N°1 se presentan en la Tabla 20.
Tabla 20. Flujos del sistema de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°1
CORRIENTES DE INGRESO
FLUJO MASICO
[lb/h]
CORRIENTES DE SALIDA
FLUJO MASICO
[lb/h]
GAS PROCESOS () 15 892,4 LIQ-1 170,2
LIQ-2 305,2
LIQ-3 0
GAS IN C-3121A/B 13 906
GAS IN WAUKESHA ()1 511
TOTAL 15 892,4 15 892,4
(*) Valor fijado
Con la instalación del aeroenfriador AC-100 se condensaron más
hidrocarburos pesados y agua a la entrada del sistema.
ALTERNATIVA N°2
Los flujos de entrada y salida del sistema, resultado de la evaluación a la
Alternativa N°2 se presentan en la Tabla 21.
Tabla 21. Flujos del sistema de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°2
CORRIENTES DE INGRESO
FLUJO MASICO
[lb/h]
CORRIENTES DE SALIDA
FLUJO MASICO
[lb/h]
GAS PROCESOS () 15 892,4 LIQ-1 0
LIQ-2 475
LIQ-3 0
LIQ-4 99,32
60
Tabla 21. Flujos del sistema de gas resultados de la simulación de la Alternativa N°2
(continuación)
CORRIENTES DE INGRESO
FLUJO MASICO
[lb/h]
CORRIENTES DE SALIDA
FLUJO MASICO
[lb/h]
LIQ-5 288,7
GAS IN C-3121A/B 13 906,4
GAS IN WAUKESHA () 1 123
TOTAL 15 892,4 15 892,4
(*) Valor fijado
Con la incorporación de los equipos de transferencia de calor en el sistema
se enfrió el gas que sale de los acumuladores V-3010/11/12 hacia los
generadores Waukesha y se retiraron componentes condensables del gas a
través de las corrientes LIQ-4 y LIQ-5.
ALTERNATIVA N°3
Los flujos de entrada y salida del sistema, resultado de la evaluación a la
Alternativa N°3 se presentan en la Tabla 22.
Tabla 22. Flujos del sistema de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°3
CORRIENTES DE INGRESO
FLUJO MASICO
[lb/h]
CORRIENTES DE SALIDA
FLUJO MASICO
[lb/h]
GAS PROCESOS () 15 892,4 LIQ-1 170,2
LIQ-2 305,3
LIQ-3 0
LIQ-4 99,3
LIQ-5 288,6
GAS IN C-3121A/B 13 906
GAS IN WAUKESHA () 1 123
TOTAL 15 892,4 15 892,4
(*) Valor fijado
61
En la Tabla 23 se muestra la composición del gas que ingresa al sistema y la
que ingresa a los generadores Waukesha, valores resultantes de la simulación
con HYSYS a la Alternativa N°3.
Tabla 23. Composición del gas que ingresa al sistema y del que se envía a los
generadores Waukesha, resultado de la simulación a la Alternativa N°3
COMPONENTES
GAS PROCESOS GAS IN WAUKESHA
MOLAR
[%]
MOLAR
[%]
N2 6,45 7,87
CO2 18,11 21,35
H2O 4,04 0,06
C1H4 39,83 48,05
C2H6 7,11 7,96
C3H8 10,63 9,57
i-C4H10 2,60 1,62
n-C4H10 4,95 2,50
i-C5H12 2,35 0,57
n-C5H12 2,18 0,39
n-C6H14 1,70 0,07
n-C7H16 0,05 0,00
Se observa en la Tabla 23 que la corriente del gas que se dirige hacia los
generadores Waukesha tiene menor contenido de agua e hidrocarburos
pesados respecto a la corriente de gas de procesos que ingresa al sistema.
2.4.3 BALANCE DE ENERGIA
ALTERNATIVA N°1
En la Tabla 24 se muestran los valores de la potencia nominal de los equipos
utilizados en el sistema de gas con la aplicación de la Alternativa N°1.
62
Tabla 24. Potencia nominal de los equipos del sistema con la aplicación de la
Alternativa N°1
EQUIPO POTENCIA NOMINAL
[hp]
AEROENFRIADOR, AC-100 --
C-3020 () 350
C-3021 () 350
C-3022 () 500
ENFRIADOR DE COMPRESORES () 589,6
() Especificación de equipo
() Valor resultado de la simulación con HYSYS
Los valores de presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico
inferior (LHV) de las corrientes de gas del sistema, obtenidos de la evaluación
a la Alternativa N°1 se muestran en la Tabla 25.
Tabla 25. Presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico inferior de
las corrientes de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°1
CORRIENTE
PRESIÓN
[psig]
TEMPERATURA
[°F]
TEMPERATURA DE ROCÍO
[°F]
LHV [Btu/pie3]
OBSERVACION
GAS PROCESOS () 30 () 140 122 1196
GAS ENFRIADO () 25 () 96 117,8 1196 Se produce
condensación
GAS IN COMP. 25 96 96 1220
GAS SAL COMP. () 220 314 159 1220
GAS SAL ENF. 215 () 120 158,2 1220 Se produce
condensación
GAS ENTRADA V-3010/11/12
215 120 120 1223
GAS COMBUSTIBLE 215 120 120 1223
GAS a WAUKESHA-1 215 120 120 1223
GAS a WAUKESHA-2 () 65 104,9 86,46 1223
GAS IN WAUKESHA () 40 102,3 75.31 1223
GAS IN C-3121 A/B () 100 108,5 97,65 1223
(*) Valor Fijado
63
ALTERNATIVA N°2
En la Tabla 26 se muestran los valores de la potencia nominal de los equipos
utilizados en el sistema de gas con la aplicación de la Alternativa N°2.
Tabla 26. Potencia nominal de los equipos del sistema con la aplicación de la
Alternativa N°2
EQUIPO POTENCIA NOMINAL
[hp]
C-3020 () 350
C-3021 () 350
C-3022 () 500
ENFRIADOR DE COMPRESORES () 774,3
INTERCAMBIADOR DE CALOR GAS/GAS, E-101 --
ENFRIADOR, E-102 () 30,39
() Especificación de equipo
() Valor resultado de la simulación con Hysys
Los valores de presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico
inferior (LHV) de las corrientes de gas del sistema obtenidos de la evaluación
a la Alternativa N°2 se muestran en la Tabla 27.
Tabla 27. Presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico inferior de
las corrientes de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°2
FLUJO
PRESIÓN
[psig]
TEMPERATURA
[°F]
TEMPERATURA DE ROCÍO
[°F]
LHV [Btu/pie3]
OBSERVACION
GAS PROCESOS () 30 () 140 122 1196
GAS IN COMP. 30 140 122 1196
GAS SAL COMP. () 220 350,5 187,5 1196
GAS SAL ENF. () 215 () 120 186,6 1196 Se produce
condensación
GAS ENTRADA V-3010/11/12
215 120 120 1223
GAS COMBUSTIBLE 215 120 120 1223
GAS a WAUKESHA-1 215 120 120 1223
GAS OUT INTERC. () 205 () 100 118,5 1223 Se produce
condensación
GAS OUT INTERC.-1 205 100 100 1159
GAS OUT ENF. () 200 () 40 99,30 1159
64
Tabla 27. Presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico inferior de las
corrientes de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°2
(continuación)
FLUJO
PRESIÓN
[psig]
TEMPERATURA
[°F]
TEMPERATURA DE ROCÍO
[°F]
LHV [Btu/pie3]
OBSERVACION
GAS TRATADO 200 40 40 950,0
GAS TRATADO-1 190 102,5 38,90 950,0
GAS a WAUKESHA-2 () 60 91,06 16,61 950,0
GAS IN WAUKESHA () 40 89,25 9,915 950,0
GAS a C-3121A/B 215 120 120 1223
GAS IN C-3121 A/B () 100 108,5 97,65 1223
(*) Valor Fijado
ALTERNATIVA N°3
En la Tabla 28. se muestran los valores de la potencia nominal de los equipos
utilizados en el sistema de gas con la aplicación de la Alternativa N°3.
Tabla 28. Potencia nominal de los equipos del sistema con la aplicación de la
Alternativa N°3
EQUIPO POTENCIA NOMINAL
[hp]
AEROENFRIADOR, AC-100 ---
C-3020 () 350
C-3021 () 350
C-3022 () 500
ENFRIADOR DE COMPRESORES () 589,6
INTERCAMBIADOR DE CALOR GAS/GAS, E-101 ---
ENFRIADOR, E-102 () 30,39
() Especificación de equipo
() Valor resultado de la simulación con HYSYS
Los valores de presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico
inferior (LHV) de las corrientes de gas del sistema obtenidos de la evaluación
a la Alternativa N°3 se muestran en la Tabla 29.
65
Tabla 29. Presión, temperatura, temperatura de rocío y poder calorífico inferior de
las corrientes de gas, resultados de la simulación a la Alternativa N°3
FLUJO
PRESIÓN
[psig]
TEMPERATURA
[°F]
TEMPERATURA DE ROCÍO
[°F]
LHV [Btu/pie3]
OBSERVACION
GAS PROCESOS () 30 () 140 122 1196
GAS ENFRIADO () 25 () 96 117,8 1196 Se produce
condensación
GAS IN COMP. 25 96 96 1220
GAS SAL COMP. () 220 314,0 159,0 1220
GAS SAL ENF. () 215 () 120 158,2 1220 Se produce
condensación
GAS ENTRADA V-3010/11/12
215 120 120 1223
GAS COMBUSTIBLE
215 120 120 1223
GAS a WAUKESHA-1
215 120 120 1223
GAS OUT INTERC. () 205 () 100 118,5 1223
GAS OUT INTERC.-1
205 100 100 1159
GAS OUT ENF. () 200 () 40 99,30 1159 Se produce
condensación
GAS TRATADO 200 40 40 950
GAS TRATADO-1 190 102,5 38,90 950
GAS a WAUKESHA-2
() 60 91,06 16,61 950
GAS IN WAUKESHA
() 40 89,25 9,915 950
GAS a C-3121 A/B 215 120 120 1223
GAS IN C-3121 A/B () 100 108,5 97,65 1223
(*) Valor Fijado
2.4.4 RESULTADOS
2.4.4.1 RESULTADOS DE LAS ALTERNATIVAS EVALUADAS
ALTERNATIVA N°1
El enfriador con aire (AC-100) redujo la temperatura del gas que va hacia los
compresores C-3020/21/22 separando el agua e hidrocarburos más pesados de
la corriente de gas que ingresa al sistema.
66
Con el flujo en la corriente LIQ-1 que sale de los scrubbers V-3013/15 se redujo
especialmente la concentración de agua en la corriente GAS IN COMP., desde
los scrubbers V-3013/15 hasta el ingreso a los recipientes V-3010/11/12,
disminuyendo los problemas de corrosión en las líneas y equipos. La
composición de las corrientes LIQ-1, LIQ-2 y GAS IN COMP se puede observar
en las Tablas 39, 40 y 41 respectivamente del ANEXO B.
La suma de los caudales de LIQ-1 y LIQ-2 de la Alternativa N°1 fue igual al
caudal de LIQ-2 que se obtenía en la situación actual.
El poder calorífico del gas resultante al ingreso de los Waukesha no cambió
con la incorporación del aeroenfriador respecto a la situación actual.
ALTERNATIVA N°2
Los intercambiadores de calor ubicados en la corriente de gas que sale de los
acumuladores V-3010/11/12 hacia los generadores Waukesha enfriaron el gas
resultado en la condensación de agua e hidrocarburos pesados, mismos que se
retiraron en las corrientes LIQ-4 y LIQ-5. Además el flujo de gas disminuyó de
0,4146 MMPCED a 0,3517 MMPCED, producto de la condensación. La
composición de estas corrientes se muestra en las Tablas 42 y 43
respectivamente del ANEXO C.
Con la separación de los hidrocarburos más pesados del gas hacia los
generadores Waukesha se redujo el valor del poder calorífico inferior de 1223 a
950 Btu/pie3 y la temperatura de rocío de 75,31 a 9,915 °F.
ALTERNATIVA N°3
La combinación de las Alternativas N°1 y N°2 permitió retirar especialmente el
agua al ingreso del sistema, además se restringió la concentración de
hidrocarburos pesados como se observan los valores mostrados en la Tabla
23.
67
El fluido total retirado en las corrientes LIQ-1, LIQ-2, LIQ-3, LIQ-4 y LIQ-5
resultó en 863,4 lb/h y el caudal del gas que ingresa a los generadores
Waukesha disminuyó de 0,4146 a 0,3517 MMPCED, producto de la
condensación y separación de algunos compuestos.
La temperatura de la corriente de gas que ingresa a los generadores Waukesha
fue de 89,25°F, la cual está por encima de su temperatura de rocío a esas
condiciones (TR = 9,915°F).
En la Figura 18. se muestra la envolvente de fases para la corriente de GAS IN
WAUKESHA.
Figura 18. Envolvente de fases de la corriente GAS IN WAUKESHA
Simulación en HYSYS
El poder calorífico inferior en la corriente identificada como GAS IN WAUKESHA
fue de 950 Btu/pie3, valor muy cercano al esperado (900 Btu/pie3).
2.4.4.2 DETERMINACIÓN DEL CONSUMO DE GAS
Las premisas consideradas para el cálculo de consumo del gas combustible en
los generadores Waukesha fueron:
68
1 200 RPM
1 BHP = 1HP = 745,7 W
Potencia de cada generador: 1 MW
Modelo del generador: L7042GSI
Con el gráfico emitido por el fabricante de los generadores y las premisas
indicadas se calculó el consumo del gas combustible en cada generador. El
gráfico referido y el ejemplo de cálculo correspondiente se muestran en el
ANEXO F.
En la Tabla 30. se indica el consumo de gas en los Generadores Waukesha
evaluando los escenarios: ideal, actual y alternativas N°1, N°2 y N°3.
Tabla 30. Consumo de gas de los Generadores Waukesha evaluando los
escenarios: ideal, actual y alternativas N°1, N°2 y N°3
PARÁMETROS IDEAL ACTUAL ALTERNATIVA
N°1
ALTERNATIVA
N°2
ALTERNATIVA
N°3
BHP 1 478 1 478 1 478 1 478 1 478
Consumo Combustible
[Btu/BHP-h] 7 850 7 850 7 850 7 850 7 850
Poder Calorífico
[Btu/pie3] 900 1 223 1 223 950 950
Consumo Gas
[pie3/BHP-h] 8,72 6,42 6,42 8,26 8,26
Potencia [hp] 1 341,02 1 341,02 1 341,02 1 341,02 1 341,02
Consumo Gas
[pie3 /h] 11 696,69 8 607,54 8 607,54 11 081,08 11 081,08
Consumo Gas
[PCEPD] 280 720,58 206 580,96 206 580,96 265 945,81 265 945,81
Consumo Gas
[MPCEPD] 280,72 206,58 206,58 265,95 265,95
69
2.5 SELECCIÓN DE LA OPCIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA MÁS
VIABLE
Se analizaron los sistemas y equipos propuestos considerando los siguientes
aspectos:
a. Seguridad de las instalaciones
b. Perfil de producción del Bloque 16
c. Costo, confiabilidad, funcionalidad y flexibilidad mínima requerida del
sistema para adaptarse a las necesidades futuras de la empresa
d. Facilidades para la construcción, ampliación, acceso y mantenimiento
e. Simplicidad en las operaciones
f. Mínimo impacto ambiental
2.5.1 DEFINICIÓN DEL ESQUEMA DEL PROCESO TÉCNICAMENTE VIABLE
Desde el punto de vista técnico la alternativa seleccionada es la N°3 porque se
consigue que el gas combustible tenga condiciones cercanas a las establecidas por
el fabricante de los generadores Waukesha, además reduce la humedad en la
corriente de gas en todo el sistema.
Los equipos mayores que conforman el esquema propuesto se presentan en la Tabla
31.
Tabla 31. Descripción e identificación de los equipos mayores del esquema propuesto
DESCRIPCIÓN TAG No.
Aeroenfriador AC-100
Intercambiador Gas/Gas E-101
Separador Gas/Líquido V-101
Separador Gas/Líquido V-102
Enfriador E-102
70
Las capacidades de los equipos fueron referenciadas en las simulaciones y cálculos,
los resultados se indican en la Tabla 32.
Tabla 32. Resultados de la simulación para los equipos mayores
EQUIPO RESULTADO UNIDAD VALOR
Aeroenfriador AC-100
Calor transferido [Btu/h] 450 468,78
Flujo total de aire [lb/h] 903 893,20
Flujo de gas [lb/h] 15 891,51
Intercambiador Gas/Gas
E-101
Calor transferido [Btu/h] 27 692,93
Flujo másico de gas caliente (GAS a WAUKESHA 1)
[lb/h] 1 510,76
Flujo másico de gas caliente (GAS TRATADO)
[lb/h] 1 123
Pasos por los tubos --- 2
Separador Gas/Líquido
V-101
Geometría --- Cilindro vertical
Flujo de gas de ingreso (GAS OUT INTERC.)
[MMSCFD] 0,415
Flujo del Líquido en condiciones estándar (LIQ-4)
[USGPM] 0,32
Separador Gas/Líquido
V-102
Geometría Cilindro vertical
Flujo de gas de ingreso (GAS OUT ENF.) [MMSCFD]
[MMSCFD] 0,400
Flujo del Líquido en condiciones estándar (LIQ-5)
[USGPM] 1,00
Enfriador E-102
Calor transferido [Btu/h] 77320,81
Flujo másico de gas caliente (GAS OUT INTERC.-1)
[lb/h] 1 411
Potencia nominal [hp] 30,39
Los equipos anteriormente listados deben cumplir con especificaciones indicadas
en las normas: American Petroleum Institute “API”, Tubular Exchanger
Manufacturers Association “TEMA”, American Society of Mechanical Engineers
“ASME”, American Society for Testing of Materials “ASTM”.
71
2.5.2 ESTIMACIÓN ECONÓMICA
Para la Alternativa N°3, se presentan en la Tabla 33 los costos de los equipos
mayores con un estimado de costo Clase V3, el cual tiene una desviación de +/- 30%.
Tabla 33. Estimación económica de la Alternativa N°3 con un estimado de costo clase V
EQUIPO CANTIDAD COSTO UNITARIO
[$]
COSTO TOTAL
[$]
Enfriador con aire 1 130 000,00 130 000,00
Intercambiador Gas-Gas 1 35 000,00 35 000,00
Enfriador 1 30 000,00 30 000,00
Separador de fases 2 25 000,00 50 000,00
TOTAL [$] -- -- 240 000,00
Los costos señalados son directos y referidos sólo al costo de los equipos en fábrica.
2.5.3 EVALUACIÓN ECONÓMICA
A partir de los resultados obtenidos de consumo de gas y generación de energía con
la Alternativa N°3 y con la estimación económica de la misma, se realizó un análisis
económico de los efectos que se tendrían con la aplicación del sistema propuesto.
En la Tabla 34. se resumen los resultados de la evaluación técnica en los casos
ideal, actual y la Alternativa N°3.
Tabla 34. Resultados de la evaluación técnica en los casos ideal, actual y la Alternativa N° 3
PARÁMETROS IDEAL ACTUAL ALTERNATIVA N°3
Poder calórico [Btu/pie3]
900 1 223 950
Flujo Total que ingresa al sistema
[MMPCED] -- 4,4 4,4
3 Estimado Clase V.- Es un estimado para inversiones de proyectos, corresponde a la etapa conceptual del
proyecto. Su propósito fundamental es evaluar una o varias alternativas para determinar si el proyecto es
técnica y económicamente atractivo y de ser así confirmar con su fase de desarrollo.
72
Tabla 34. Resultados de la evaluación técnica en los casos ideal, actual y la Alternativa N° 3
(continuación)
Flujo de gas disponible para
Waukesha [MMPCED]
-- 0,4146 0,3517
Requerimiento Consumo de Gas
[MMPCED / Motor] 0,28072 0,20658 0,26595
No. Generadores a operar
2 2 1
Requerimiento Consumo de Gas Hacia Waukesha
[MMPCED]
0,56144 0,41316 0,26595
Potencia generada [MW/motor]
1 1 1
Potencia total generada
[MW]
2 2 1
En la Tabla 35. se muestran los valores promedio de producción y generación
durante el año 2014.
Tabla 35. Valores promedio de manejo de fluido-energía (año 2014)
FLUIDO TOTAL
[BFPD]
OIL PRODUCIDO
[BOPD]
ENERGIA TOTAL GENERADA
[MW]
FACTOR OIL/FLUIDO
[%]
FACTOR MANEJO DE FLUIDO4
[BFPD/MW]
938 003,94 34 277,62 96,35 3,65 9 735,61
Perfil de producción 2014-1, Forecast
La reducción en promedio de 1MW/día de energía generada causa seguidamente
una disminución en la producción del crudo. Considerando el costo del barril de
crudo producido en $35, se tiene el impacto económico de la variación de
4 El factor de manejo de fluido indica la cantidad de fluido promedio que se maneja respecto a la energía total
generada diariamente en el Bloque 16.
73
producción. El factor de manejo de fluido y los valores de crudo producido
resultantes se muestran en la Tabla 36.
Tabla 36. Costo de producción con la variación de energía generada
ENERGIA [MW]
FACTOR MANEJO
DE FLUIDO [BFPD/MW]
OIL PRODUCIDO
[BOPD]
DIFERENCIA DE
PRODUCCION [BOPD]
COSTO DE
PRODUCCIÓN
[$/D]
ACTUAL 96,35 9 735,61 34 277,62 -- --
ALTERNATIVA N°3
95,35 9 634,57 33 921,86 355,76 12 451,65
74
CAPITULO 3. RESULTADOS Y DISCUSION
El gas procedente del proceso de deshidratación de SPF que se direcciona
al sistema actual de gas y hacia las Turbinas y/o generadores Waukesha
tiene una composición que está fuera de las especificaciones indicadas por
el fabricante de los generadores Waukesha, situación que se manifiesta en
el valor del poder calorífico del combustible.
Con el sistema actual de gas no se consigue retirar apropiadamente los
componentes condensables y agua del gas combustible.
En la Alternativa N°1; con el aeroenfriador se condensó y separó agua e
hidrocarburos más pesados de la corriente de gas que ingresa al sistema, lo
cual ayuda al control de la corrosión en las líneas y equipos posteriores. El
poder calorífico no presentó variación respecto al sistema actual.
En la Alternativa N°2; con los intercambiadores de calor ubicados
únicamente en la corriente de gas hacia los generadores Waukesha se retiró
agua e hidrocarburos condensables disminuyendo el caudal de gas hacia los
generadores pero también mejoró su calidad con la reducción del valor del
poder calorífico inferior a 950 Btu/pie3 y temperatura de rocío 75,31 a 9,915
°F.
En la Alternativa N°3; en la que se complementaron las Alternativas N°1 y
N°2, se obtuvo la disminución de agua de 4,04 a 0,06 % (molar) y de
hidrocarburos desde el C3+ en adelante, valores comparados al ingreso del
gas al sistema y a los generadores Waukesha, las composiciones de las
corrientes se anotaron en la Tabla 23.
Se seleccionó la Alternativa N°3 porque se logró mejores condiciones
cualitativas del gas (reducir la temperatura de rocío), disminuyendo los
potenciales problemas de corrosión y mejorando la operatividad de los
equipos.
75
El costo de la Alternativa N°3 fue de $169 000, obtenido a partir de un
estimado de costos Clase V con una desviación de +/- 30%, los costos se
refieren a los equipos en fábrica.
Con la aplicación del sistema propuesto el caudal de gas disminuyó
recayendo en la pérdida de generación de energía eléctrica, lo cual afecta
directamente en la producción del crudo del Bloque 16 en aproximadamente
355,76 BOPD.
76
CAPITULO 4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
Se evalúo la situación actual del sistema de gas en SPF en donde se observó
la necesidad de mejorar la calidad del combustible para los generadores
Waukesha respecto al contenido de agua, punto de rocío y poder calorífico,
porque el fabricante de los generadores recomienda el trabajo de los equipos
en determinados valores de los parámetros indicados a fin de mantener la
operatividad de los equipos.
Se plantearon y analizaron varias opciones con las cuales se pudo corregir la
calidad del gas combustible que ingresa a los motores Waukesha.
En la Alternativa N°1 se propuso incluir un aeroenfriador al ingreso del sistema
con el cual se logró enfriar el gas que se envía hacia los compresores C-
3020/21/22 mejorando la calidad del gas en todo el sistema.
En la Alternativa N°2 se propuso instalar intercambiadores de calor en la línea
de gas que se envía hacia los generadores Waukesha.
La Alternativa N°3 fue la mejor propuesta ya que se redujo la temperatura de
rocío y el poder calorífico inferior del gas hacia los generadores Waukesha y
también hacia las Turbinas retirando agua e hidrocarburos condensables al
ingreso del gas al sistema.
Al tener un gas combustible con menor temperatura de rocío y poder calorífico
se incrementaría la operatividad de los equipos, reduciendo riesgos corrosivos
en líneas y equipos y costos de mantenimiento.
La aplicación de la Alternativa N°3 disminuyó el caudal del gas combustible lo
cual redujo la generación de energía y directamente la producción de crudo.
77
La utilización de un software de simulación de procesos como HYSYS facilitó
el análisis y replanteamiento de la estructura y condiciones operativas de los
procesos con el objetivo de mejorar los productos y servicios.
4.2 RECOMENDACIONES
Desarrollar un análisis de costos más detallado para determinar el costo real
del proceso seleccionado. La aplicación de un estimado de costos más fino
permitirá: cuantificar las necesidades de fondos para la ejecución de un
proyecto y la evaluación de ofertas.
Tomar en cuenta la proyección de la producción durante el diseño final y
ejecución del proyecto.
78
ABREVIATURAS
MMPCE: MILLONES DE PIES CUBICOS ESTANDAR
MMPCED: MILLONES DE PIES CUBICOS ESTANDAR POR DIA
RPM: revoluciones por minuto
79
GLOSARIO
Compuestos halogenados.- Son sustancias que contienen en su molécula
átomos de halógeno (flúor, cloro, bromo, yodo, astato).
Corrosión.- Es la interacción de un material con el medio que lo rodea, produciendo
el consiguiente deterioro en sus propiedades físicas y químicas.
Cuencas sedimentarias.- Son áreas deprimidas de la corteza terrestre en las que
se produce la acumulación de un espesor considerable de sedimentos y que
pueden persistir por largos períodos de tiempo geológico.
Gas de basura.- Gas combustible que se genera a partir de las diferentes
reacciones de biodegradación que sufre la materia orgánica mediante la acción de
microorganismos en ausencia de aire.
Hidrocarburos clorados.- Cualquier hidrocarburo (alifático, alicíclico o aromático)
en el cual uno o más de los hidrógenos ha(n) sido sustituidos por uno o más átomos
de cloro. Sus propiedades físicoquímicas y toxicológicas dependen de la estructura
química del hidrocarburo y del número y posición de los átomos de cloro.
LGN.- Líquidos de gas natural, están formados por etano, propano, butano y otros
componentes hidrocarburos más pesados, no existe definición precisa, los líquidos
del gas natural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer
en forma líquida del gas natural tal como se produce.
Material particulado.- Son todas las partículas suspendidas contaminantes
presentes en la en la atmosfera con un diámetro inferior a 30 micras.
Mercaptanos.- Compuesto orgánico que contiene el grupo -SH (grupo tiol o
sulfhidrilo). Los mercaptanos son análogos de los alcoholes y los fenoles, en los
cuales el grupo -OH (oxhidrilo) ha sido sustituido por el grupo -SH. Son de olor
desagradable, (el olor de los zorrillos se debe a estos compuestos); con frecuencia
80
se agregan al gas licuado o a otros gases tóxicos e inodoros para alertar al usuario
sobre fugas.
Mesozoica.- La era Mesozoica o Secundaria de la Tierra, conocida como la era de
los dinosaurios, es una división de la escala temporal geológica duró
aproximadamente 185 millones de años.
Paleozoica.- La era Paleozoica o Primaria de la Tierra, es una división de la escala
temporal geológica de más de 290 millones de años de duración. Su nombre
proviene del griego palio=viejo y zoe=vida, que significa “vida antigua”.
Potencia nominal.- Es la potencia máxima que demanda una maquina o equipo
en condiciones de uso normales, es decir que el equipo está diseñado para soportar
esa cantidad de potencia.
Siloxanos.- Grupo de compuestos que contienen silicio, oxígeno e hidrógeno.
Se polimerizan con facilidad dando siliconas.
81
BIBLIOGRAFÍA
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industriales. Barcelona: Editores técnicos asociados.
2. Delgado Lopez, O. y otros. (2012). Gas no convencional, estado y
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Ingeniería, Vol. III, Septiembre, 29-39.
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tuberías de acero al carbono. Scientia et Technica, Septiembre, 36.
4. GPSA. (1998). Engineering Data Book (11th Ed).
5. Jerez Herreño L. M. y Peña Lopez Y. A. (2012). Alternativas de
acondicionamiento del gas natural de campo Escuela Colorado-CEC como
gas de venta. Trabajo de de grado para optar al Título de Ingenieros de
Petróleos, Facultad de Ingenierías Físicoquímicas, Universidad Industrial de
Santander, Bucaramanga, Colombia.
6. Mokhatab, S., Poe, W. A. y Speight, J. G. (2006). Handbook of Natural Gas,
Transmission and Processing. Elsevier.
7. Oliveros Villegas, M. A. y Rincon De Parra, H. C. (2011). Gestión de Costos
en los Proyectos: un abordaje teórico desde las mejores prácticas del Project
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8. Ortega, J. Reservorios de Coalbed Methane (CBM). Universidad Nacional
de Cuyo.
9. Rejas Alejos, M. (2009). Génesis de carbonatos autígenos asociados a
volcanes de fango del Golfo de Cádiz (SW España): influencia de procesos
bioquímicos y desestabilización de hidratos de gas. Barcelona:
82
Departamento de Geoquímica Petrología y Prospección Geológica,
Universidad de Barcelona.
10. Speight, J. G. (1993). Gas Processing: Environmental Aspects and Methods.
Butterworth Heinemann. Oxford.
11. Treybal, R. E. (1980). Operaciones de Transferencia de Masa. México:
McGrawHill.
12. Waukesha. (2007). Combustión. DRESSER Waukesha.
13. Waukesha. (1997). Gaseous Fuel Specification For Waukesha Engines.
SERVICE BULLET, 7.
83
ANEXOS
84
ANEXO A. RESULTADO DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES
Tabla 37. Cromatografía de la muestra de gas al ingreso al sistema de gas
PARA: Quimipac-Petróleos
Edison Arias
DE: Ing. Miguel Parreño C.
JEFE DE LABORATORIO DE ANÁLISIS INSTRUMENTAL
ASUNTO: Reporte de análisis por cromatografía de gases decuatro muestras
de gases de pozos identificadas como:
Muestra 2011-SPF-13 2011-SPF-15
350 PSI 30 PSI
180ºF 139 ºF
FECHA RECEPCION: 1 de abril de 2011
FECHA REPORTE: 11 de abril de 2011
Las muestras se analizaron a la presión y temperatura a la que fueron tomadas
Componente 2011-SPF-13 2011-SPF-15
%Peso %Moles %Peso %Moles
Nitrógeno 8,03 8,45 5,50 6,45
Metano 25,41 46,75 19,42 39,83
CO2 33,83 22,63 24,27 18,11
Etano 8,45 8,29 6,50 7,11
Agua 0,00 0,00 2,22 4,04
Propano 11,83 7,91 14,25 10,63
Isobutano 3,43 1,74 4,59 2,60
nButano 5,52 2,80 8,75 4,95
Isopentano 1,94 0,79 5,15 2,35
nPentano 1,38 0,56 4,47 2,04
Pentano 0,06 0,02 0,31 0,14
Isohexano 0,12 0,04 2,47 0,94
nHexano 0,00 0,00 2,10 0,80
Isoheptano 0,00 0,00 0,12 0,05
nHeptano 0,00 0,00 0,05 0,02
2011-SPF-13 2011-SPF-15
Densidad relativa: 1,02 1,14
Peso molecular promedio [g/gmol] : 29,44 32,83
Poder calórico del gas [Btu/pie3] : 1025,0 1316,2
Atentamente,
Ing. Miguel Parreño C.
JEFE DE LABORATORIO
Temperatura
ESCUELA POLITECNICA NACIONAL
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA
LABORATORIO DE ANÁLISIS INSTRUMENTAL
REPORTE DE ANÁLISIS LAII 23-010
O.T. Nº 1530
Presión
85
Tabla 38. Cromatografía de la muestra de gas al ingreso a los generadores Waukesha
Muestra 2011-SPF-14 Des. Aeroenfriador E-2
35 PSI 18 PSI
100ºF 191,9 ºF
Las muestras se analizaron a la presión y temperatura a la que fueron tomadas
Componente 2011-SPF-14 Des. Aeroenfriador E-2
%Peso %Moles %Peso %Moles
Nitrógeno 6,86 7,61 16,25 28,04
Metano 23,26 45,14 1,09 3,31
CO2 28,65 20,22 4,77 5,24
Etano 7,60 7,87 2,47 3,98
Agua 0,20 0,34 0,14 0,36
Propano 11,52 8,13 13,88 15,24
Isobutano 4,59 2,46 6,70 5,58
nButano 8,35 4,47 19,00 15,83
Isopentano 4,03 1,74 10,85 7,28
nPentano 3,28 1,41 10,94 7,34
Isohexano 0,18 0,08 6,24 3,51
nHexano 1,49 0,54 7,67 4,31
Isoheptano 0,00 0,00 6,26 3,02
nHeptano 0,00 0,00 0,69 0,33
Octano 0,00 0,00 0,65 0,28
2011-SPF-14 D es. A ero enfriado r E-2
Densidad relativa: 1,08 1,69
Peso molecular promedio [g/gmol] : 31,05 48,31
Poder calórico del gas [Btu/pie3] : 1184,7 2175,3
Temperatura
Atentamente,
Ing. Miguel Parreño C.
JEFE DE LABORATORIO
ESCUELA POLITECNICA NACIONAL
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA
LABORATORIO DE ANÁLISIS INSTRUMENTAL
REPORTE DE ANÁLISIS LAII 23-010
O.T. Nº 1530
Presión
86
ANEXO B. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-
ALTERNATIVA 1
Se presentan en las tablas siguientes los resultados de la simulación con HYSYS
de algunas corrientes de la Alternativa N°1.
Tabla 39. Resultados de la corriente LIQ-1
87
Tabla 39. Resultados de la corriente LIQ-1(Alternativa 1) (continuación)
88
Tabla 39. Resultados de la corriente LIQ-1 (continuación)
89
Tabla 40. Resultados de la corriente LIQ-2
90
Tabla 40. Resultados de la corriente LIQ-2 (continuación)
91
Tabla 40. Resultados de la corriente LIQ-2 (continuación)
92
Tabla 41. Resultados de la corriente GAS IN COM
93
Tabla 41. Resultados de la corriente GAS IN COM (continuación)
94
Tabla 41. Resultados de la corriente GAS IN COM (continuación)
95
ANEXO C. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-
ALTERNATIVA 2
Se presentan en las tablas siguientes los resultados de la simulación con HYSYS
de algunas corrientes de la Alternativa N°2
Tabla 42. Resultados de la corriente LIQ-4
96
Tabla 42. Resultados de la corriente LIQ-4 (continuación)
97
Tabla 42. Resultados de la corriente LIQ-4 (continuación)
98
Tabla 43. Resultados de la corriente LIQ-5
99
Tabla 43. Resultados de la corriente LIQ-5 (continuación)
100
Tabla 43. Resultados de la corriente LIQ-5 (continuación)
101
ANEXO D. REPORTES DE LA SIMULACION CON HYSYS-
ALTERNATIVA 3
Se presentan en las tablas siguientes los resultados de la simulación con HYSYS
de algunas corrientes de la Alternativa N°3.
Tabla 44. Resultados de la corriente LIQ-1
102
Tabla 44. Resultados de la corriente LIQ-1 (continuación)
103
Tabla 44. Resultados de la corriente LIQ-1 (continuación)
104
Tabla 45. Resultados de la corriente LIQ-2
105
Tabla 45. Resultados de la corriente LIQ-2 (continuación)
106
Tabla 45. Resultados de la corriente LIQ-2 (continuación)
107
Tabla 46. Resultados de la corriente LIQ-3
108
Tabla 46. Resultados de la corriente LIQ-3 (continuación)
109
Tabla 46. Resultados de la corriente LIQ-3 (continuación)
110
Tabla 47. Resultados de la corriente LIQ-4
111
Tabla 47. Resultados de la corriente LIQ-4 (continuación)
112
Tabla 47. Resultados de la corriente LIQ-4 (continuación)
113
Tabla 48. Resultados de la corriente LIQ-5
114
Tabla 48. Resultados de la corriente LIQ-5 (continuación)
115
Tabla 48. Resultados de la corriente LIQ-5 (continuación)
116
Tabla 49. Resultados de la corriente GAS IN. COMP
117
Tabla 49. Resultados de la corriente GAS IN. COMP. (continuación)
118
Tabla 49. Resultados de la corriente GAS IN. COMP. (continuación)
119
Tabla 50. Resultados de la corriente GAS OUT INT.-1
120
Tabla 50. Resultados de la corriente GAS OUT INT. (continuación)
121
Tabla 50. Resultados de la corriente GAS OUT INT. (continuación)
122
Tabla 51. Resultados de la corriente GAS OUT ENF
123
Tabla 51. Resultados de la corriente GAS OUT ENF. (continuación)
124
Tabla 51. Resultados de la corriente GAS OUT ENF. (continuación)
125
Tabla 52. Resultados de la corriente GAS IN WAUKESHA
126
Tabla 52. Resultados de la corriente GAS IN WAUKESHA. (continuación)
127
ANEXO E. RELACION DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE PARA
EQUIPOS WAUKESHA
(WAUKESHA, 1997)
128
ANEXO F. CALCULO DE CONSUMO DE GAS EN CADA
GENERADOR WAUKESHA
EJEMPLO DE CÁLCULO EN EL CASO IDEAL:
Premisas de los motores:
RPM: 1200
Continuous BHP: 1478
Poder calorífico del gas: 900 Btu /pie3
Se ubica la curva de operación continua en la figura siguiente:
Del gráfico se tiene:
Consumo de combustible: 7850 Btu /BHP-HR
7850
𝐵𝑡𝑢
𝐵𝐻𝑃−𝐻𝑅
900𝐵𝑡𝑢
𝑝𝑖𝑒3
= 8,72 𝑝𝑖𝑒3
𝐵𝐻𝑃−𝐻𝑅
1HP = 745,7 W
Potencia de cada generador: 1MW
1𝑀𝑊 ∗ (1𝐻𝑃
745,7𝑊) ∗
1 000 000𝑊
1𝑀𝑊= 1341,02 𝐻𝑃
Consumo de gas:
8,72 𝑝𝑖𝑒3
𝐵𝐻𝑃−𝐻𝑅∗ 1341,02𝐻𝑃 = 11 696,67
𝑝𝑖𝑒3
𝐻𝑅∗
24𝐻𝑅
1 𝑑í𝑎= 280 720,19
𝑝𝑖𝑒3
𝑑í𝑎
129
BIOGRAFÍA
Viviana Natividad Guerrero Canseco, nació en Ambato el 01 de septiembre de
1983. Realizó los estudios primarios en la Escuela Las Américas de la ciudad de
Ambato, posteriormente ingresó al Colegio Nacional Experimental Ambato de la
misma ciudad y se graduó de Bachiller en Ciencias, especialización Químico
Biológicas.
Continúo los estudios universitarios en la Escuela Politécnica Nacional de la ciudad
de Quito en la Facultad de Ingeniería Química y Agroindustria. En los últimos
semestres de la carrera se desempeñó como Ayudante de laboratorio en el
Laboratorio de Operaciones Unitarias de la misma Facultad y al final de la carrera
obtuvo el título de Ingeniera Química en el año 2009.
Desde el año 2009 inicia el ejercicio profesional en la empresa REPSOL ECUADOR
S.A. en el cargo de Técnico de Laboratorio del Departamento de Ingeniería y
posteriormente en el Departamento de Integridad de Tuberías.
Ha realizado varios cursos y talleres de especialización de entre los cuales se
mencionan: Curso NACE Corrosión Interna en Tuberías-Básico, NACE
Internacional Sección Perú -“Tecnólogo en Corrosión Interna”-, Curso
especializado en Troubleshooting para Procesos de Destilacion, Décimo Programa
de Gestores de la Calidad en los Laboratorios en el Instituto Ecuatoriano de
Normalización-INEN-“Evaluador Técnico de Laboratorios en Sistemas de Gestión
de la Calidad según Norma ISO/IEC 17025”. Además ha participado en la acción
formativa presencial “PASANTIA EN REFINO” en la Refinería La Pampilla en Lima,
Perú.
Al momento se desempeña como Operadora de Producción de la Planta Topping
del Departamento de Energía de la empresa REPSOL ECUADOR S.A.