tratamiento de gas

Tratamiento de Gas Natural

Ing. Arévalo Uribe

UNEFA Tratamiento de Gas Ing. Arévalo Uribe

Arévalo N. Uribe Ingeniero Químico De la Universidad Nacional Experimental Francisco de Miranda


PROLOGO

El propósito de este compendio es proporcionar al estudiante una herramienta que permita la rápida comprensión de los aspectos más relevantes de los procesos de Tratamiento de Gas Natural, enfocado en sus principios básicos y métodos. Con este material no se pretende sustituir ningún libro de texto, sino facilitar una guía básica sobre la asignatura, en un esfuerzo por aumentar el interés sobre el maravilloso y vital mundo de la Ingeniería.

El contenido está basado en la programación de la Asignatura Tratamiento de Gas,

de la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada. Se ha mantenido un lenguaje sencillo en el desarrollo de los conceptos y problemas

resueltos para ayudar al estudiante en el aprendizaje.

Ing. Arévalo Uribe 2011


UNIDAD I. Características y Comportamiento del Gas Natural 1.1 Gases.

Los gases son sustancia caracterizadas por unas fuerzas de

cohesión entre sus moléculas muy débiles o inexistentes, los gases no tienen forma ni volumen, se mueven libre y caóticamente, y tienden a ocupar el espacio disponible. Con una densidad extremadamente pequeña son expansibles y comprensibles. Sus propiedades dependen de la presión y la temperatura. 1.1.1. Propiedades Generales:

Volumen: debido a que en un gas las moléculas se mueven libremente, el volumen del mismo se muestra especificado únicamente por el volumen del recipiente que los contenga. En vista de que los gases se mezclan libremente unos con otros, si estuvieran presentes varios gases, cada uno de ellos ocuparía el mismo volumen, esto es el volumen total del recipiente.

Unidades Comunes de Volumen: Litros (L), Mililitros (ml), Metros Cúbicos (m3), Pies Cúbicos (ft3)

Presión: la presión se define como la fuerza ejercida por unidad de superficie P=F/A. los gases contenidos en un recipiente (Sistema Cerrado) ejercen una presión uniforme sobre toda la superficie del mismo. Mientras que los gases libres (Sistema Abierto) ejercen una presión conocida como presión Atmosférica.

La presión en un sistema abierto (Presión Atmosférica) se mide con un instrumento llamado Barómetro, mientras que la en un sistema cerrado (Presión Manométrica) se mide con un instrumento llamado manómetro.

La presión atmosférica disminuye con la altura, a nivel del mar la presión atmosférica es 1 Atm = 760 mm Hg =101.3 kpa = 14,7 psi.

¿Sabías Que? La presión atmosférica a nivel del mar equivale a la fuerza que ejercen 10 automóviles MiniCooper colocados uno encima de otro sobre una superficie de 1 m2


1.2. Gas Natural

El Gas Natural es una de las varias e importantes fuentes de energía no

renovables formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se extrae, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó 95%.

El gas natural está formado por un pequeño grupo de hidrocarburos: fundamentalmente metano con una pequeña cantidad de propano y butano. El propano y el butano se separan del metano y se usan como combustible para cocinar y calentar, distribuidos en bombonas. El metano se usa como combustible tanto en viviendas como en industrias y como materia prima para obtener diferentes compuestos en la industria química orgánica.

Algunos de los gases que forman parte del gas natural cuando es extraído se separan de la mezcla porque no tienen capacidad energética (nitrógeno o CO2) o porque pueden depositarse en las tuberías usadas para su distribución debido a su alto punto de ebullición.

El propano, butano e hidrocarburos más pesados en comparación con el gas natural son extraídos, puesto que su presencia puede causar accidentes durante la combustión del gas natural. El vapor de agua también se elimina por estos motivos y porque a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas forma hidratos de metano que pueden obstruir los gasoductos. Los compuestos de azufre son eliminados hasta niveles muy bajos para evitar corrosión y olores perniciosos, así como para reducir las emisiones de compuestos causantes de lluvia ácida.

1.3. Combustión del Gas Natural.

El gas natural produce mucho menos CO2 que otros combustibles como los derivados del petróleo, y sobre todo el carbón. Además es un combustible que se quema más limpia y eficazmente.

La razón por la cual produce poco CO2 es que el principal componente, metano, contiene cuatro átomos de hidrógeno y uno de carbono, produciendo 2 moléculas de agua por cada una de CO2


Todos los alcanos reaccionan con oxígeno en una reacción de combustión, si bien se

torna más difícil de inflamar al aumentar el número de átomos de carbono. La ecuación general para la combustión completa es:

CnH2n+2 + (1,5n+0,5)O2 → (n+1)H2O + nCO2 (Combustión Completa)

En ausencia de oxígeno suficiente, puede formarse monóxido de carbono, es decir una combustión parcial o incompleta, como se muestra a continuación:

CnH(2n+2) + ½ nO2 → (n+1)H2 + nCO (Combustión parcial)

Ejemplo Para el Metano:

CH4 + 2O2 → 2H2O + CO2 (Combustión Completa) CH4 + 0,5O2 → 2H2 + CO (Combustión parcial)

Para el Propano

C3H8 + 5O2 → 4H2O + 3CO2 (Combustión Completa) C3H8 + 1,5O2 → 4H2 + 3CO (Combustión parcial)

1.4. Ley de los Gases Ideales.

Un gas real no cumple la ley de Boyle (Ley que indica que a temperatura constante, la presión a la que esta sometido un gas es inversamente proporcional al volumen que ocupa), bajo condiciones de grandes presiones, debido a que el gas se licua, un Gas Ideal sería aquel que cumpliera la ley de Boyle bajo todas las condiciones. Si bien ningún gas cumple rigurosamente estas leyes, el nitrógeno, el hidrogeno y el helio, se aproximan bastante a presiones bajas y temperaturas elevadas.

En las condiciones bajo la cual se trabaja en el laboratorio, y considerando el grado de precisión en la mayoría de los cálculos, la mayoría de los gases pueden considerarse como ideales, es decir se rigen por la ley de Boyle.

PV = nRT

Las moléculas de un gas ideal no se atraen ni se repelen entre si, y su volumen es despreciable en función del recipiente que lo contiene.


Ejemplo: Determine la masa del aire en una habitacion de 4x5x6m a 100kPa y 25ºC Solucion: utilizando la ecuacionde los gases ideales PV = nRT PV/RT = n PV/RT = m R= 0,287 kPa.m3/kg.K T=25ºC = 298K V= 4mx5mx6m =120m3

m= 140,3kg Ejemplo : calcule la presión ejercida por 1,82 moles de un gas en un recipiente de 5,43 L a 69,5 ºC. PV nRT

nRTPV

1,82 *(0,0821 / )* (69,5 273)

5,43mol L atm k mol KP

L

P = 9,42 atm

Propuesto: Ejemplo : calcule la presión de una bombona de gas propano ejercido por 18 kg del gas, a 28ºC, si la bombona tiene un Volumen de 30 Lts.

Respuesta: 337,54 atm.


1.5. Factor de compresibilidad.

Los gases no siempre se pueden tratar como gases ideales, ya que en regiones de saturación y cercanas al punto crítico se desvían notablemente del comportamiento ideal. Esta desviación a temperatura y presión especificadas se corrige con una magnitud llamada Factor de Compresibilidad, definido como:

También se puede expresar en la forma

Donde Videal=RT/P, este factor es 1 en gases ideales, mientras que en gases reales puede ser mayor o menor que la unidad. Mientras más lejos se encuentra de la unidad, mayor es la desviación que le gas experimenta respecto al ideal.

El factor de compresibilidad va a hacer una función que va depender de la temperatura reducida y de la presión reducida. Donde la presión reducida va hacer igual a la presión entre la presión crítica y la temperatura reducida va ser igual a la temperatura entre la temperatura crítica.

Pr = P / Pc = Presión reducida Tr = T / Tc = Temperatura reducida Pc, Tc = Presión y Temperatura crítica absolutas del gas P, T = Presión y Temperatura absoluta

El factor de compresibilidad Z, es aproximadamente el mismo para a iguales presiones y temperaturas reducidas, lo cual recibe el nombre de principio de los estados correspondientes.

Al graficar los parámetros obtenidos experimentalmente para la temperatura y

presión reducida, se obtiene la Carta de compresibilidad generalizada.


Carta de Comprensibilidad Generalizada Ejemplo

Cierto gas se encuentra en un recipiente de 10 lts a 134 atm y 20ºC. El gas se expande hasta un volumen de 20 lts a la presión de 50 atm. Determine la temperatura a la cual deberá someterse.

Sabiendo que: Pc=33,5atm y Tc=195K

Datos:

T1=20ºC

Tc=195K

P1=134 atm

Pc=33,5 atm

V1=10 lt.

V2=20 lt

P2= 50 atm

T2= ?


En la grafica se calcula Z=0,8 PV=ZnRT n=PV/ZRT

1.6. Gases Reales

Los Gases Reales no obedecen a la ley de Boyle, a la vez que no se rigen estrictamente por los postulados de la Teoría Cinética Molecular. Para estudiar los gases reales con profundidad es necesario modificar la ecuación del Gas Ideal tomando en cuenta las fuerzas intermoleculares y los volúmenes finitos.

a. Ecuación de Van der Waals.

El físico irlandés J.D. Van der Waals estableció una ecuación que lleva su nombre para extrapolar la ecuación de gas ideal y transformarla en una ecuación para gases reales:


Que es la ecuación de estado de Van der Waals para un gas real, esta ecuación es

mucho más compleja que la ecuación del gas ideal, pero muchos gases se ajustan bien a ella dentro de un margen razonablemente amplio de temperatura y presión. Los valores de a y b dependen de la naturaleza del gas porque los volúmenes moleculares y las atracciones moleculares varían de un gas a otro. Dichos valores se determina experimentalmente y permiten verificar las teorías sobre el tamaño molecular y las atracciones moleculares.

b. Ecuación de Benedict-Webb-Rubin.

Las ecuaciones que tienen una exactitud global mayor son necesariamente más complejas, como lo ilustra al ecuación de Benedict-Webb-Rubin:

donde y son todas constantes para un fluido dado. Se usa con éxito en amplios rangos de presión y temperatura. Las constantes para un buen número de sustancias están tabuladas. El éxito de la ecuación original ha originado numerosos estudios donde la propia ecuación o una modificación de la misma se ha generalizado para aplicarla en muchos tipos de compuestos. De hecho, la ecuación y sus modificaciones, a pesar de la complejidad que tienen, se emplean en las industrias del petróleo y del gas natural para hidrocarburos ligeros y algunos otros gases encontrados comúnmente.

c. Ecuación de Beattie-Bridgeman.

Esta ecuación incluye cinco constantes, luego puede representar mucho mejor el comportamiento de los fluidos en un amplio intervalo de presión y temperatura. La expresión de esta ecuación es la siguiente:


1.7. Comportamiento de Fases en sistemas de Hidrocarburos.

Cualquier materia presente en el universo puede estar en el sistema de tres fases: sólido, líquido o gaseoso. Por ejemplo: hielo, agua líquida y vapor de agua, son tres fases, cada una físicamente distinta y homogénea, claramente separadas. El término fase representa cualquier parte del sistema, homogénea y físicamente distinta. El hidrocarburo en el yacimiento y en los pozos es un fluido que está en dos fases en líquido, en gaseoso o en ambos.

Diagramas de Fases.

Diagrama que muestra la relación entre las fases liquida, sólida y gaseosa de una sustancia en un rango de condiciones. Se denomina diagrama de fase a la representación gráfica de las fronteras entre diferentes estados de la materia de un sistema, en función de variables elegidas para facilitar el estudio del mismo. Cuando en una de estas representaciones todas las fases corresponden a estados de agregación diferentes se suele denominar diagrama de cambio de estado.

Diagrama de Fases para el Agua

Los diagramas de fase más sencillos son los de presión - temperatura de una sustancia pura, como puede ser el del agua. En el eje de ordenadas se coloca la presión y en el de


abscisas la temperatura. Generalmente, para una presión y temperatura dadas, el cuerpo presenta una única fase excepto en las siguientes zonas:

Punto triple: En este punto del diagrama coexisten los estados sólido, líquido y gaseoso. Estos puntos tienen cierto interés, ya que representan un invariante y por lo tanto se pueden utilizar para calibrar termómetros.

Los pares (presión, temperatura) que corresponden a una transición de fase entre: o Dos fases sólidas: Cambio alotrópico; o Entre una fase sólida y una fase líquida: fusión - solidificación; o Entre una fase sólida y una fase vapor (gas): sublimación - deposición (o

sublimación inversa); o Entre una fase líquida y una fase vapor: vaporización - condensación (o

licuefacción).

Es importante señalar que la curva que separa las fases vapor-líquido se detiene en un punto llamado punto crítico. Más allá de este punto, la materia se presenta como un fluido súper crítico que tiene propiedades tanto de los líquidos como de los gases.

Por ende, para descubrir el tipo de yacimiento de hidrocarburo hay que determinar el estado que se encuentra la mezcla en el yacimiento, utilizando criterios termodinámicos de fases. En estos criterios influye la presión y la temperatura, sometiendo a una sustancia a que este presente como una fase liquida o gaseosa. En la Industria Petrolera, el estudio del comportamiento de fases de fluidos es importante a la hora de la descripción y determinación de las propiedades de los mismos. Pero antes de sumergirse completamente en temas como tipos de pruebas realizadas para estudiar dichos comportamientos es necesario conocer algunos fundamentos básicos.

Fase: cualquier parte homogénea y diferente físicamente del sistema en estudio, por ejemplo en el caso de tener un cubo de hielo, agua líquida en cualquier proporción y vapor de agua se estaría hablando de un sistema de tres fases o trifásico. A continuación se presenta un Diagrama de Fases para hidrocarburos con el fin de reflejar un poco mejor la información a mencionar.


Puntos de Burbujeo (Liquido Saturado): puntos en los cuales existe fase líquida con una parte infinitesimal de gas.

Puntos de Rocio (Vapor Saturado): puntos en los cuales existe fase gaseosa con una parte infinitesimal de líquido.

Presión Cricondenbárica: máxima presión en la cual coexisten equilibradamente la fase líquida y la fase gaseosa.

Temperatura Cricondentérmica: máxima temperatura en la cual coexisten equilibradamente la fase líquida y la gaseosa.

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

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

Diagrama de fases Presión-Temperatura para yacimiento de hidrocarburos Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores.


Unidad II. Yacimientos de Gas

1.1. Yacimientos

Para que exista un yacimiento de petróleo o gas deben existir las siguientes

condiciones y factores: cuenca, roca generadora, migración, reservorio, sello y trampa.

La existencia de una cuenca sedimentaria es quizá la primera condición que debe cumplirse para la existencia de un yacimiento de hidrocarburos. Una cuenca sedimentaria es una cubeta rellena de sedimentos, únicas rocas donde se pueden generar los hidrocarburos y donde en general se acumulan (hay excepciones de rocas graníticas).

El tamaño de estas cubetas puede variar de decenas de miles de Km2, mientras que

el espesor es en general de miles de metros (hasta 6000 ó 7000). Estas cubetas sedimentarias se encuentran rodeadas por zonas llamadas de basamento, es decir formadas por rocas viejas y duras donde no se depositaron sedimentos.

La teoría del origen orgánico del petróleo y del gas, es actualmente la más avalada. Según ella, durante millones de años las sustancias orgánicas provenientes de restos de animales y vegetales tales como plancton, algas, corales y aún algunos tipos de ostras y peces, fueron quedando incorporados al fango del fondo de los mares y lagos donde esos organismos vivían. Normalmente a esa profundidad no hay oxígeno, por lo cual la materia orgánica se preserva.

Estos sedimentos del fondo, en general arcillosos, constituyeron lo que luego sería

la roca generadora de petróleo. Esta roca es a su vez posteriormente cubierta por otros sedimentos, y así va quedando enterrada a profundidad cada vez mayor, sometida a presiones y temperaturas más altas de las que había cuando se depositó. La generación de petróleo se produce como en una cocina. Cuando la roca generadora se calienta, la materia orgánica se va transformando y descomponiendo hasta llegar a los compuestos orgánicos más simples, que son los hidrocarburos. Para que todo este proceso tenga lugar es necesario que transcurra mucho tiempo (millones de años). Por eso se dice que el petróleo es un recurso no renovable, pues el tiempo que tarda en formarse es enorme comparado con la duración de la civilización humana. Al estar en profundidad, la roca generadora está sometida a presión, lo que hace que poco a poco el petróleo o gas generado vayan siendo expulsados de la roca (del mismo modo que al apretar un trapo húmedo). Ese petróleo comienza a moverse a través de pequeñas fisuras o por el espacio que hay entre los granos de arena de las rocas vecinas, empujando parte del agua que suele estar ocupando esos espacios. Como el petróleo y el gas son más livianos que el agua, en general se mueven hacia arriba, desplazando al agua hacia abajo. El proceso durante el cual el petróleo y el gas


pueden llegar a viajar grandes distancias (hasta cientos de kilómetros) se llama “migración”.

La mayoría de las veces los hidrocarburos no pueden alcanzar la superficie pues se encuentran con una barrera que les impide avanzar. De este modo empiezan a acumularse en un lugar bajo el suelo, dando origen a un yacimiento. La barrera que impide que el hidrocarburo siga subiendo es, por lo general, un manto de roca impermeable al que se denomina sello. El sello está compuesto, por lo general de arcillas, pero también pueden ser rocas impermeables de otra naturaleza, tales como mantos de sal, yeso, o incluso rocas volcánicas.

No es cierta la idea generalizada que el

petróleo se encuentra bajo la tierra en grandes “cavernas” o “bolsones”. En realidad el petróleo se encuentra “embebido” en cierto tipo de rocas, a las que se denomina reservorios. Un reservorio es una roca que tiene espacios vacíos dentro de sí, denominados poros, que son capaces de contener petróleo o gas del mismo modo que una esponja contiene agua. La capacidad de los poros son los espacios que hay entre los granos.

La capacidad de los poros de contener distintos tipos de fluidos puede observarse en

cualquier playa, donde es fácil distinguir entre la arena “seca” y la arena “mojada”. Esta última tiene sus poros llenos (saturados) de agua, mientras que en la arena “seca” están llenos de aire. En un yacimiento, los poros del reservorio están saturados con petróleo o gas

Para que se forme un yacimiento hace falta algo que permita que el petróleo se concentre en un lugar, evitando el “derrame” hacia los costados. Este elemento se llama trampa. Las trampas pueden estar dadas por rocas impermeables ubicadas a los lados del reservorio; un ejemplo de esto es un cuerpo de arena (reservorio) totalmente rodeado de arcilla (sello y trampa): es llamada trampa estratigráfica. La trampa también puede ser producto de una deformación de las rocas: es posible que se forme un pliegue de modo tal que hacia todos los costados tanto el reservorio como el sello vayan bajando (formando una taza invertida), lo que


evita que el petróleo migre hacia los lados. Esto es lo que se denomina trampa estructural.

1.2. Tipos de Yacimientos de Gas:

Yacimientos de Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, generalmente la composición del hidrocarburo presente en este tipo de yacimientos posee alrededor de 90% de gas metano (C1) y la temperatura en yacimiento excede la temperatura cricondentérmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada.

Yacimientos de Gas Húmedo: se definen como todos aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento pero en superficie entra en la zona bifásica. En este tipo de yacimientos la temperatura presente es superior a la temperatura cricondentérmica, la relación gas-petróleo de producción está entre 60 y 100 MPCN/BN (Millones de Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido es incoloro (observado en superficie) y presenta una gravedad API mayor a 60°.

Yacimientos de Gas Condensado: son reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de rocío a condiciones iniciales de yacimientos pero luego al entrar en la region bifásica presenta condensación retrógrada durante la reducción de la presión a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturación de líquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos la temperatura presente se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica, relación gas-petróleo de producción se encuentra entre 5000 y 10000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido puede ser incoloro, amarillo o rara vez negro y presenta una gravedad API entre 40° y 60°.

1.3. Caracteristicas de los Yacimientos

Para que los hidrocarburos permanezcan contenidos en el yacimiento, las capas o estratos suprayacentes y subyacentes que lo cobijan deben ser impermeables. De igual manera, los lados tienen que impedir la fuga de los líquidos. Ciertas condiciones fundamentales deben estar presentes para que exista un yacimiento, como son: la porosidad de la roca, que como ya se ha visto indica el porcentaje de capacidad de almacenamiento del volumen total de la roca; el volumen total del yacimiento que


se estima tomando en consideración su espesor promedio y extensión; la presencia de hidrocarburos en sitio, dada por el porcentaje de saturación, o sea el porcentaje del volumen que forman los poros y que está ocupado por los hidrocarburos. Estos factores básicos sirven para estimar el aspecto volumétrico del yacimiento. Para complementar la apreciación volumétrica en sitio, es muy importante determinar y aplicar el factor de extracción, que representa el porcentaje estimado de petróleo que podrá producirse durante la etapa primaria de producción del yacimiento. Tanto este factor como, por ende, la etapa primaria de producción, están íntimamente ligados al aspecto económico del desarrollo inicial y la vida productiva subsiguiente del yacimiento.

Desafortunadamente, es imposible extraer todo el petróleo en sitio del yacimiento. Sin embargo, no se escatiman esfuerzos por estudiar, investigar y aplicar métodos que conduzcan al mayor porcentaje acumulado de extracción durante la primera y segunda etapas de vida productiva del yacimiento y, quizás, si fuese posible, hasta una tercera y cuarta etapas. Otro factor muy importante que complementa los antes señalados es la permeabilidad de la roca, que representa la facilidad con que los fluidos se desplazan a través del medio poroso, no obstante que no existe una determinada relación de proporcionalidad entre porosidad y permeabilidad.

La permeabilidad se mide en darcys, en honor al ingeniero hidráulico francés Henri Darcy, quien formuló la ley que lleva su nombre, que reza: “la velocidad del flujo de un líquido a través de un medio poroso, debido a la diferencia de presión, es proporcional al gradiente de presión en la dirección del flujo”. En la industria petrolera, las normas API para determinar la permeabilidad (K) de las rocas definen permeabilidad como “el régimen de flujo en mililitros por segundo de un fluido de 1 centipoise de viscosidad que pase a través de una sección de 1 cm2 de roca, bajo un gradiente de presión de una atmósfera (760 mm Hg) por centímetro cuadrado, y en condiciones de flujo viscoso”. En la industria se emplea el milidarcy, equivalente a 0,001 darcy. Las rocas pueden tener permeabilidades que van desde 0,5 hasta 3.400 milidarcys.

Los estratos tienen permeabilidad horizontal y vertical. Ambas son muy importantes para el desplazamiento de fluidos en los estratos. La permeabilidad depende de factores como la deposición, la sedimentación, la compactación y la homogeneidad o heterogeneidad de los sedimentos. Podrá visualizarse que intercalar estratos permeables e impermeables en determinado intervalo petrolífero afectará su contenido o espesor neto de arena y tendrá influencia en las características y comportamiento del flujo desde el yacimiento hacia el pozo.

Es importante apreciar que no existe ninguna correlación matemática entre porosidad y permeabilidad. Una y otra se obtienen mediante análisis de especímenes de roca en el laboratorio o mediante la interpretación de registros específicos directos hechos a la columna geológica del pozo y el cálculo de los valores obtenidos. En todo caso, en la práctica, el valor utilizado es un promedio estadístico ponderado representativo de la roca estudiada.

Son muy importantes también la viscosidad (µ) del petróleo y la presión, que como podrá apreciarse en la ecuación entran en el cálculo de flujo. En el laboratorio, la determinación de permeabilidades vertical y horizontal se hace utilizando especímenes de


núcleos, debidamente cortados y limpiados, que se introducen en un tipo de permeámetro seleccionado. Datos de perfiles y pruebas directas de presión de fondo y de producción pueden ser utilizadas para obtener valores de permeabilidad. Como podrá apreciarse, la magnitud universal de la permeabilidad de un estrato o formación debe obtenerse de un muestreo estadístico de laboratorio y de campo para lograr la mayor aproximación real posible.

Presión del yacimiento:

Es muy importante la presión del yacimiento porque es ésta la que induce al movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los pozos y desde el fondo de éstos a la superficie. De la magnitud de la presión depende si el petróleo fluye naturalmente con fuerza hasta la superficie o si, por el contrario, la presión es solamente suficiente para que el petróleo llegue hasta cierto nivel en el pozo. Cuando se da este caso, entonces se recurre a la extracción de petróleo del pozo por medios mecánicos.

En la práctica, el gradiente normal de presión ejercido por una columna de agua normal es de 0,1 kilogramo por centímetro cuadrado por metro de profundidad (kg/cm2/mp). Generalmente, el gradiente de presión de las formaciones está entre 0,1 y 0,16 kg/cm2/mp.

Cualquier valor por debajo de 0,1 es subnormal y por encima de 0,16 tiende a ser

alto y por tanto anormal. A veces se han encontrado gradientes tan altos que registran 0,234 kg/cm2/mp.

A medida que el pozo produce hay decaimiento de la presión. En el transcurso de la vida productiva del pozo, o del yacimiento en general, se llega a un límite económico de productividad que plantea ciertas alternativas. Anticipadamente a la declinación antieconómica de la presión se puede intentar restaurarla y mantenerla por inyección de gas y/o agua al yacimiento, con fines de prolongar su vida productiva y aumentar el porcentaje de extracción de petróleo del yacimiento económicamente, o abandonar pozos o abandonar el yacimiento en su totalidad.

La presión natural del yacimiento es producto de la naturaleza misma del yacimiento. Se deriva del mismo proceso geológico que formó el petróleo y el yacimiento que lo contiene y de fuerzas concomitantes como la sobrecarga que representan las formaciones suprayacentes y/o agua dinámica subyacentes que puede ser factor importante en la expulsión del petróleo hacia los pozos. De igual manera, el gas en solución en el petróleo o casquete de gas que lo acompañe representa una fuerza esencial para el flujo del petróleo a través del medio poroso.

Temperatura del yacimiento:

En la práctica se toman medidas de temperatura en los pozos para tener idea del gradiente de temperatura, que generalmente se expresa en 1 °C por cierto intervalo constante de profundidad. El conocimiento del gradiente de temperatura es importante y aplicable en tareas como diseño y selección de revestidores y sartas de producción, fluidos de perforación y fluidos para reacondicionamiento de pozos, cementaciones y estudios de


producción y de yacimientos. La temperatura está en función de la profundidad. Mientras más profundo esté el yacimiento, mayor la temperatura. Si el gradiente de presión es de 1 °C por cada 30 metros de profundidad, se tendrá para un caso hipotético de un estrato a 1.500 metros, una temperatura de 50 °C mayor que la ambiental y si la temperatura ambiental es de 28 °C, la temperatura del estrato será 78 °C, y a 3.000 metros sería 128 °C.

Viscosidad de los crudos:

La viscosidad de los crudos representa su característica de fluidez. Los crudos extrapesados son más viscosos que los pesados. Los pesados más viscosos que los media-nos. Los medianos más viscosos que los livianos. Los livianos y condensados son los más fluidos. Otro índice de apreciación de la fluidez de los crudos es la gravedad °API, que mientras más alta sea indica más fluidez. La viscosidad de los crudos se mide en poise o centipoise, en honor al médico e investigador Jean Louis Poiseuille. En términos físicos, la viscosidad absoluta se expresa en dina-segundo por centímetro cuadrado. O de otra manera, se expresa que la viscosidad absoluta de un fluido es la fuerza tangencial en dinas necesarias para mover una unidad de área de un plano a unidad de velocidad, con relación a otro plano fijo y a una unidad de distancia entre los planos, mientras que el fluido en cuestión está en contacto con los dos planos. Como buen índice de comparación sirve el agua, cuya viscosidad a 20 °C es 1 centipoise, o 0,01 poise.

La viscosidad también se puede obtener utilizando viscosímetros como el Saybolt

Universal, el Engler o el Redwood. Por medio de fórmulas apropiadas en las que entran la viscosidad en poise, el tiempo de flujo, la densidad y la temperatura de la prueba se pueden hacer las conversiones requeridas. La viscosidad es factor importante que aparece en todas las fórmulas para calcular el flujo de petróleo y gas en el yacimiento y por tuberías. También es importante para el cálculo del flujo de cualquier otro líquido. La viscosidad de los crudos está sujeta a cambios de temperatura, así que un crudo viscoso se torna más fluido si se mantiene a una temperatura más alta que la ambiental. Esta disminución de la viscosidad hace que la fricción sea menor y, por ende, facilita el flujo y hace que la presión requerida para el bombeo por tubería sea menor.

Por ejemplo, un crudo venezolano muy viscoso como el de Boscán (Edo Zulia), (10 °API) tiene una Viscosidad Universal Saybolt (SUS) de 90.000 a 38 °C. El crudo liviano del campo de Santa Rosa (Edo. Anzoátegui) (45 °API) tiene una viscosidad de 34 SUS a la misma temperatura y ambos a presión atmosférica. Relacionando las dos viscosidades, se podría decir que Boscán es 2.647 veces más viscoso que Santa Rosa o que éste es 2.647 veces más fluido que Boscán a esta temperatura. Cada crudo en situación estática en el yacimiento tiene determinada viscosidad, característica de la presión y temperatura. Todo crudo en el yacimiento contiene cierta can-tidad de gas, que empieza a liberarse al producir el petróleo por medio de los pozos. El petróleo fluye porque el yacimiento tiene suficiente presión para hacerlo fluir a la superficie y la liberación de gas debido a la diferencia de presión estática y presión de flujo hace que la viscosidad del petróleo tienda a aumentar a medida que asciende a la superficie.

De igual manera, como la temperatura del crudo en el yacimiento es mucho mayor

que la temperatura en la superficie, a medida que el crudo fluye hacia la superficie tiende a


enfriarse y aumenta su viscosidad. Por tanto, la viscosidad que tiene el crudo en el tanque de almacenamiento es varias veces mayor que la que tenía en el yacimiento.

Hay que tomar en cuenta que si a un líquido se le aplica presión para comprimirlo entonces su viscosidad aumentará. 1.4. Exploración

Exploración es el término usado en la industria petrolera para designar la búsqueda de petróleo o gas. Es la fase anterior al descubrimiento.

A pesar del avance tecnológico –que ha permitido disminuir algunos factores de riesgo- no se ha logrado aún hallar un método que permita en forma indirecta definir la presencia de los hidrocarburos con un 100% de certeza. Por ello, la única forma fehaciente de comprobarla existencia de hidrocarburos es mediante la perforación de pozos exploratorios.

Los métodos de exploración que hoy se emplean son muy variados: desde el estudio geológico de las formaciones rocosas que están aflorando en superficie hasta la observación indirecta, a través de diversos instrumentos y técnicas de exploración. Hoy las herramientas y los métodos utilizados en exploración han alcanzado niveles no imaginados unos pocos años atrás, especialmente debido al avance y la ayuda de la informática que permite almacenar y manejar millares de datos con rapidez y eficacia. Las imágenes satelitales, la detección por radar de manaderos de hidrocarburos en el mar y la sísmica tridimensional (3D) son algunos ejemplos de este avance en las técnicas de exploración.

Una de las herramientas más utilizadas por los exploradores son los mapas. Hay mapas de afloramientos (que muestran las rocas en la superficie), mapas topográficos (que indican las elevaciones y los bajos del terreno con curvas que unen puntos de igual altitud) y los mapas de subsuelo. Estos últimos son quizás los más importantes porque muestran la geometría y la posición de una capa de roca en el subsuelo y se generan con la ayuda de una técnica básica en la exploración de hidrocarburos: la sísmica de reflexión.

La sísmica de reflexión consiste en emitir ondas de sonido en la superficie del terreno (con explosivos enterrados en el suelo o con camiones vibradores en el caso de exploración en tierra o con cañones de aire en el mar, en el caso de exploración en cuencas marinas), las que se transmiten a través de las capas del subsuelo y son reflejadas


nuevamente hacia la superficie cada vez que haya un cambio importante en el tipo de roca. Las ondas recibidas en superficie se miden por el tiempo que tardan en llegar, de lo que infiere la posición en profundidad y la geometría de las distintas capas. El producto final es una “imagen” del subsuelo. La adquisición de líneas sísmicas puede realizarse con un grillado 2D, es decir en dos dimensiones o con grillado 3D, en tres dimensiones. La ventaja de las sísmicas en 3D radica en la enorme cantidad de información que proporciona con respecto a la 2D, con la cual se reducen al máximo las incertidumbres con respecto a la geometría y la posición de las capas en el subsuelo. La desventaja son los costos (el costo de 1 km2 de sísmica 3D es tres a cuatro veces el costo de 1 km lineal de sísmica 2D).

La complejidad de los servicios de alta tecnología y la capacitación y especialización de un verdadero equipo multidisciplinario de exploración, convierten a este primer escalón en la búsqueda de hidrocarburos en un área industrial extremadamente cara. Sin embargo, todo resulta menos oneroso que perforar en el lugar equivocado y aún así, la garantía total de éxito no existe. De esto último se deduce que en el negocio de exploración se ponen en juego decisiones de alto riesgo que requieren grandes recursos financieros.

Si la exploración ha sido exitosa y se ha efectuado un descubrimiento comercial con un pozo, se inician los trabajos de delimitación del yacimiento descubierto con la perforación de otros nuevos –en muchos casos con una registración de sísmica 3D o 2D previa –para efectuar luego la evaluación de las reservas. Esto significa que desde el descubrimiento de un nuevo yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios varios años de trabajos adicionales en los que deben invertirse grandes sumas de dinero. De aquÍ que sólo grandes organizaciones empresarias puedan afrontar estos costos.

Con la exploración comienza la relación entre el hombre y la tierra o su ambiente y el tan difícil equilibrio que permite que el hombre se abastezca y no dañe su entorno. Entre los especialistas que participan en todas las etapas de la industria, desde la búsqueda de los hidrocarburos hasta su consumo, se encuentran los que se dedican al estudio y protección de la naturaleza, a los efectos de conocer el impacto que pueden provocar las actividades en la región donde se localizan los trabajos y la forma de evitarlos o de minimizar el riesgo.

1.5. Desarrollo de los yacimientos

Luego de descubierto un yacimiento mediante las tareas de exploración se hace necesario conocer la cantidad de petróleo o gas que es posible obtener de ese yacimiento, en condiciones económicas y a través de los métodos conocidos. A ese volumen de gas y petróleo se lo conoce como reservas y al proceso de obtención del mismo se lo denomina desarrollo del yacimiento. Para determinar las reservas, primero se debe conocer cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como “petróleo original in situ”. Este cálculo obliga al conocimiento de:

a. El volumen de la roca reservorio o productiva

b. La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible


c. La saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por agua

d. La profundidad, presión y temperatura de las capas productivas

Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite además tomar los registros (medición mediante herramientas que se bajan al pozo, de las características físicas y químicas de las rocas y los fluidos contenidos) y las muestras necesarias (de ciertas rocas y ciertos fluidos).

La “reserva” de un yacimiento es una fracción del “petróleo original in situ”, ya que nunca se recupera el total del petróleo existente. Para establecerla (la reserva), hay que conocer cuál será el factor de recuperación del yacimiento, factor que implica conocer el tipo de empuje del yacimiento (empuje de agua o gas); su presión; permeabilidad de la roca; medida de la transmisibilidad entre los poros de la roca y el método de explotación a utilizar. La obtención de estos datos requiere el seguimiento del comportamiento del yacimiento por medio de diversas pruebas y ensayos: implica tiempo e inversión de capital. El valor resultante de la fracción del petróleo recuperable (reservas) varía entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente.

Una vez que se conocen los límites y características del yacimiento y las reservas que contiene, llega el momento de planificar su desarrollo, o sea definir cuántos pozos de producción se van a perforar, qué tipo de pozos, si se va a inyectar agua para mejorar la recuperación, qué tipo de instalaciones de superficie son necesarias, cuánta gente hará falta para su operación y quizás lo más importante, cuál es el costo de esas inversiones y gastos, para definir si es un buen negocio o no.

Básicamente, el desarrollo de un yacimiento consiste en la perforación de pozos que lleguen al reservorio y extraigan el petróleo que éste contiene. Cuando un yacimiento está en producción genera una cantidad de gastos (energía eléctrica para los motores de los pozos, sueldos del personal, reparaciones de pozos e instalaciones y equipos, mantenimiento de caminos, disposición del agua producida en pozos sumidero, etc). Cuando los gastos de operación superan lo obtenido por las ventas, el yacimiento deja de ser económico y se procede a su abandono. En ese momento, es muy posible que aún exista un cierto volumen de petróleo en la roca reservorio, pero no se lo extrae porque es antieconómico. Ese petróleo extra no constituye parte de las reservas.

De acuerdo al grado de certeza que se tenga sobre la existencia del yacimiento y su volumen comercialmente recuperable, las reservas pueden ser agrupadas en: Comprobadas (Probadas), Probables y Posibles. El volumen total de petróleo y/o gas que se estima existe en un yacimiento es el petróleo y/o gas in situ. Por su parte, el volumen que se recupera económicamente de esos hidrocarburos constituye las reservas.


1.6. Reservas. Clasificación de Reservas

Las mayores reservas de gas en Venezuela se encuentran en la zona norte y noroeste del país, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, ocupando una extensión de más de 500.000 kilómetros cuadrados.

En el occidente del país se cuenta con recursos gasíferos por 35 billones de pies cúbicos y en la zona oriental asciende a 65 billones de pies cúbicos.

Los yacimientos de gas en Venezuela son prometedores al punto que las estimaciones de producción se prevén aumentar en el período que abarca hasta 2012, de 6.300 millones a 11.500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD

La producción en el occidente del país aumentará de 1.100 a 1.400 MMPCD, en el centro del país, específicamente en el área de Yucal Placer (Guarico) se aumentará la producción de 100 a 300 MMPCD; y en Anaco de 1.700 millones a 2.794 MMPCD

Los mayores yacimientos de gas en el mundo se encuentran en el Oriente Medio y en la antigua Unión Soviética ocupando el 40 y el 35% respectivamente. Esto resulta una distribución desigual ya que la suma de ambos se aproxima a las tres cuartas partes de las reservas mundiales de gas natural.

Debido a la amplia utilización del gas en las diferentes industrias, cada día se optimiza la calidad en las técnicas de búsqueda de estos yacimientos. También es posible encontrar gas natural en los yacimientos de petróleo, aproximadamente 1 m³ de petróleo es acompañado por 85 m³ de gas natural.


Rusia 48,1 Irak 3,1 Irán 22,9 Turkemistán 2,9 Qatar 8,5 Malasia 2,3 Emiratos A.U.

5,8 Indonesia 2,0

Arabia Saudita 5,4 Canadá 1,9 EE UU 4,7 México 1,9 Venezuela 4,0 Holanda 1,8 Argelia 3,7 Nigeria 3,2

Si nos trasladamos al Oriente, observamos que en Arabia Saudita se ha hallado un yacimiento de gas de 764.554 metros cúbicos de capacidad por día. Según estudios realizados la producción diaria del nuevo yacimiento podría alcanzar 1,4 millón de metros cúbicos. Se estima que Arabia Saudita es el quinto país del mundo con mayores reservas de gas.

Por otro lado, tenemos que entre Irán y Katar se comparte uno de los yacimientos de gas más grandes del mundo. South Pars corresponde en un 40 % a Irán y en un 60% a Katar. Sus reservas son de 12 billones de pies cúbicos de gas, lo que representa el 7% de las reservas mundiales.

En Irán además se halló un nuevo yacimiento ubicado en la isla Kish. Éste podría tener producción similar a dos frases de extracción del gigante yacimiento South Pars, según el ministro de Petróleo de ese país

Irán espera una producción de 25 millones de metros cúbicos de gas por día de cada fase del yacimiento gigante de gas South Pars, parte de la mayor reserva mundial de gas natural.

A pesar de que este país posee las mayores reservas mundiales de gas natural del mundo después de Rusia, se ha demorado en el desarrollo para la exportación del mismo. Importantes compañías extranjeras como Statoil (STL.OL) y Total (TOTF.PA) participan en las inversiones para el desarrollo de los yacimientos de gas del Golfo.

Constantemente se descubren nuevos yacimientos de gas en todo el mundo. Gracias a los nuevos métodos de estudio y a los nuevos equipos, terrenos que antes eran considerados de escaso contenido en hidrocarburos hoy son cuencas de gas natural.

En esta tabla se puede observar la distribución por países de las reservas de gas natural (billones de m3)


Venezuela cuenta hoy en día con amplias reservas probadas de gas natural

ubicándose como el octavo país del mundo con mayores reservas probadas de gas natural y el primero en América Latina… y gracias a la importante participación del gas natural en el mercado energético nacional es posible también ahorrar gran cantidad de petróleo.

Las reservas probadas de gas en Venezuela alcanzan los 151 Billones de Pies Cúbicos de gas (BPC), y cuenta con un volumen de 40 billones de reservas posibles y una base de recursos aproximada de 196 billones de BPC, para totalizar un volumen de reservas de 427 billones de pies cúbicos. Según el Ente Nacional del Gas (Enagas), adscrito al Ministerio de Energía y Petróleo, de esta manera nuestro país pasará del octavo al tercer lugar como país con mayores reservas de gas en el mundo y el primero en América Latina.

El 50% de éstas se encuentra en nuestra plataforma continental Costa Afuera. Las mayores reservas de gas de Venezuela están ubicadas al norte y noroeste del territorio nacional, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, abarcando una extensión de más de 500 mil kilómetros cuadrados.


UNIDAD III.

Tratamiento de Gas Natural 1.1. Introducción

El tratamiento de gas natural son un conjunto de operaciones que se realizan para eliminar impurezas, y ajustarlo a los parámetros establecidos por las regulaciones de cada cliente. Cada impureza contenida en el Gas puede ocasionar diversos problemas como ilustra la siguiente tabla:

Por lo cual es necesario eliminarlas para: 1. Maximizar la seguridad de las instalaciones y de las personas. 2. Minimizar las fallas operacionales. 3. Adecuar el gas a las especificaciones exigidas por los clientes (calidad del gas). 4. Proteger el medio ambiente.


Los procesos comunes de tratamiento de gas son los siguientes:

1.2. Limpieza del gas natural Se entiende por limpieza del gas el proceso de remoción de partículas muy pequeñas (menores de 10 micras) de sólidos y gotas de liquido que se encuentran suspendidas en el gas. Para remover partículas sólidas se utilizan filtros y para separar las partículas liquidas del gas se usan los depuradores (Scrubbers). Cuando se requiere un gas natural muy limpio (contenido de partículas


menores de 0.5 micras), se utiliza un FILTRO-DEPURADOR.

El grado de separación (de partículas sólidas y liquidas) del gas natural depende de la aplicación particular y está fijado como una especificación técnica. Justificación La limpieza del gas se justifica por las siguientes razones: 1. Economía: recuperar hidrocarburos líquidos 2. Para prevenir problemas operacionales: erosión, formación

de espuma y reducción de la eficiencia de los procesos de transporte, compresión, tratamiento y criogenia

Aplicaciones Los depuradores y los filtros protegen procesos e instalaciones

y se colocan a la entrada de:

Plantas compresoras (también en las inter-etapas) Unidades turbogas (para generar electricidad) Plantas criogénicas Plantas de tratamiento


1.2.1. Principios y mecanismos de separación

1) Separación de partículas sólidas principio: retención de partículas sólidas en un medio filtrante formando torta o incrustamiento en los poros del medio filtrante. Mecanismo: uso de un medio filtrante apropiado. Equipo: filtro. 2) Separación de partículas liquidas principio: coalescencia y asentamiento gravitacional (diferencia de densidades entre el líquido y el gas). Mecanismo: cambios de dirección y de velocidad del gas. Equipo: extractor de niebla. 1.3. Control de hidratos

Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, el agua y ciertos hidrocarburos, forma

compuestos sólidos llamados hidratos. Estos cristales pueden taponar válvulas, conexiones y aún bloquear completamente líneas. Los tapones o terrones de hidratos cuando se transportan con el flujo de gas pueden dañar y aún romper tuberías, válvulas, conexiones y el interior de recipientes.

El metano, etano, propano, iso-butano, gas carbónico y ácido sulfhídrico fácilmente formarán hidratos, pero el n-butano sólo con dificultad lo hace; los pentanos e hidrocarburos más pesado no forman hidratos. Los hidratos se formarán si el gas dulce que contiene el agua libre se enfría por debajo de su temperatura de formación de hidratos. La temperatura a la cual se formarán hidratos depende de la presión y de la composición actual del gas.

Por lo tanto, la línea de formación de hidratos mostrada no puede ser completamente

precisa para todos los gases pero es típica para muchos gases y para un aproximación detallada más precisa, deben usarse gráficos separados. La formación de hidratos se puede evitar ya sea usando un inhibidor de hidrato (metanol, etanol, isopropanol, etilenglicol, entre otros) para mezclarlo con el agua libre que está presente en el gas o que se ha condensado durante el enfriamiento, o por remoción del agua desde el gas (deshidratación) antes que su temperatura caiga por debajo de la temperatura de formación de hidrato.


1.4. Deshidratación del gas natural:

La deshidratación del gas natural son procesos que permiten eliminar el exceso de agua presente en el gas, entre los métodos mas comunes se encuentran:

1.4.1. Absorción por un líquido

La deshidratación por absorción es uno de los métodos más satisfactorios de deshidratación. Aunque se puede usar cualquiera de los líquidos desecantes, la gran mayoría de los sistemas de absorción usan glicol (1,2-etanodiol) para remover el vapor de agua del gas y puede establecerse que se deshidrata más gas natural con glicol que por cualquier otro medio.

Algunas veces se usan deshidratadores de cloruro de calcio para secar pequeña cantidades

de gas en áreas aisladas o remotas. Sin embargo, debe notarse que este método no es proceso de absorción. Como en el sistema están presentes sólidos de cloruro de calcio, en sentido estricto se efectúa un proceso de adsorción.

a. Deshidratación con glicol.

El proceso de deshidratación de gas natural más común es el contacto del gas con un líquido higroscópico como el glicol. Este es un proceso de absorción, donde el vapor de agua en la corriente de gas es disuelto en un corriente de glicol relativamente pura.

La deshidratación con glicol no es relativamente costosa, ya que el

agua puede separarse fácilmente del glicol por calentamiento; a esto se le llama regeneración o reconcentración del glicol.


b. Deshidratación por un desecante sólido

Donde se necesita la más alta depresión posible de punto de rocío puede ser mas efectivo el proceso de adsorción usando un desecante sólido y seco. En los procesos de adsorción los materiales se concentran en la superficie de un sólido como un resultado de las fuerzas que existen en esta superficie. El proceso de adsorción, igual que los procesos de absorción, no involucra reacciones químicas; la adsorción es puramente un fenómeno superficial. “superficial” no se refiere sólo a la superficie exterior de la partícula adsorbente sino a la superficie efectiva de los capilares y poros.

Cualquier adsorbente comercial usado para este proceso tendrá un área superficial total de

2400000-3900000 pie2/lb (500-800 m2/gramo). Hay un gran número de desecantes sólidos disponibles para la deshidratación de gas. En la mayoría de los sistemas se usa alúmina activada (un purificador, fabricado versión bauxita que se ha vuelto poroso por activación) o un desecante tipo sílice-gel. Estos desecantes se pueden activar o regenerar así que se pueden usar durante muchos ciclos de adsorción y reactivación. Con deshidratación de desecantes sólidos se puede obtener puntos de rocío muy bajos y en esta forma es común una resultante residual de vapor de agua de menos de ½ lb/mmpcs a la salidade gas. En una aplicación normal, esto puede corresponder a un punto de rocío de -40of.


1.5. Endulzamiento del gas

El Endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en

presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:

- Toxicidad del H2S. - Corrosión por presencia de H2S y CO2. - En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo. - Disminución del poder calorífico del gas. - Promoción de la formación de hidratos. - Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica. - Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.

Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cinco etapas

i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables.

ii) Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer


lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).

iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces, para comercializarlo.

iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.

v) Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósferay por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

Los procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco categorías de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para eliminarlos. En algunos casos no hay regeneración con recobro de azufre y en otro si. Las cinco categorías son:

a. Absorción química. (procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneración se hace con incremento de temperatura y decremento de presión.

b. Absorción Física. La regeneración no requiere calor.

c. Híbridos. Utiliza una mezcla de solventes químicos y físicos. El objetivo es aprovechar las

ventajas de los absorbentes químicos en cuanto a capacidad para remover los gases ácidos y de los absorbentes físicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneración.


d. Procesos de conversión directa. El H2S es convertido directamente a azufre. e. Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un sólido que tiene afinidad

por los gases ácidos. Se conocen también como procesos de adsorción.

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoría puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizás el más importante desde el punto de vista de capacidad para quitar el H2S es su presión parcial.

1.5.1. Procesos de absorción química

Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.

El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos ( bajas presiones y altas temperaturas).

a. Procesos con aminas

El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción, bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación. Las alcanol-aminas más usadas son: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA).

Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida ( gas residual).

Para regenerar la amina se debe tener la reacción de derecha a izquierda o sea que a la solución de amina que sale de la torre contactora se le aplica calor para recuperar la amina.


b. Proceso con carbonato de potasio caliente

Este proceso utiliza carbonato de potasio para remover CO2 y H2S. Lo hace mejor con presión parcial de CO2 en un rango de 30-90 psi.

Las reacciones se hacen reversibles al reducir la presión parcial del componente ácido. Las

reacciones son reversibles basada en las presiones parciales de los gases ácidos. El K2CO3 puede también reaccionar reversiblemente con COS y CS2.

1.5.2. Procesos de Absorción Física

Proceso de Lavado con Agua.

Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y el líquido usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.

El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases ácidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar 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 de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la torre está 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 removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de éste se represuriza para enviarla a un separador de presión baja donde se le remueven los gases ácidos y de aquí el agua ya limpia se recircula a la torre.


Ventajas • No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas • No se requiere “reclaimer”. • Pocos problemas de corrosión • El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo. • Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2.

Desventajas.

• Alta absorción de Hidrocarburos. Los procesos de absorción físicos son más aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos más pesados son bastante bajos. • Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC.) • Solvente más costoso que las aminas • En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el solvente y depositación de azufre en los equipos. • Baja remoción de mercaptanos • Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración.

1.5.3. Procesos Híbridos

Los procesos híbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes, especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos físicos en lo relativo a bajos niveles de energía en los procesos de regeneración.

El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico, sulfolano ( dióxido de tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición típica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de operación.

Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reducción de la concentración de gases ácidos a niveles bajos, el factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoción, el factor dominante en el fondo de la contactora. Como los solventes físicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneración, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos químicos.


Ventajas del Sulfinol.

• Exhibe excelentes capacidades para la remoción de H2S y CO2. El sulfinol como la DEA tienen buena capacidad para remover gases ácidos a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc. • El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS2 sin degradación. La remoción de estos contaminantes es debida básicamente a la presencia del sulfolano. • La remoción selectiva del H2S es posible en algunos casos específicos, especialmente con relaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remoción de COS, RSR o CS2.

Desventajas del Sulfinol.

• No es un proceso comercial. Hay que pagar derechos para poderlo aplicar. • El CO2 degrada la DIPA, aunque el producto resultante se puede separar en un “reclaimer”. Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un “reclaimer “ que trabaja al vacío en lugar de un “reclaimer” atmosférico. • Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneración se pueden presentar pérdidas por evaporación. • Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorción excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperación de azufre. • Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formación de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y líneas. Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160 °F.

1.5.4. Procesos de Conversión Directa

Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de oxidación – reducción que involucran la absorción de H2S en una solución alcalina. Entre estos métodos está el proceso Stretford.

• Proceso Stretford.

Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en el se usa una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relación es una función del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorífico del gas.

El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solución del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentración de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen 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 del Proceso

• Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos de 2PPM. • Proceso Selectivo no remueve CO2. • No requiere unidad recuperadora de azufre. • Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansión para evaporación • El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre.

Desventajas del Proceso

• Es complicado y requiere equipo que no es común en operaciones de manejo. • El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso es un problema; está en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho. • Los químicos son costosos. • El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 Lpca. • Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del azufre es difícil.

1.5.5. Procesos de Absorción en Lecho Seco (Adsorción)

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 aunque algunos autores también clasifican el proceso del hierro esponja en esta categoría

Aunque son menos usados que los procesos químicos presentan algunas ventajas importantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficiencia del proceso no depende de la presión. Se aplica a gases con concentraciones moderadas de H2S y en los que no es necesario remover el CO2.

a. Esponja de Hierro:

La esponja de hierro usa la reacción química del oxido férrico con H2S para endulzar corrientes de gas. 2Fe2O3 + 6H2S → 2Fe2S3 + 6H2O La reacción requiere la presencia de agua levemente alcalina y de temperatura por debajo de 110F. Para regenerar el oxido férrico, el sulfuro férrico se oxida con aire para producir sulfuro y regenerar el oxido férrico. Por último, el azufre se oxida a anhídrido sulfuroso. 2Fe2S3 + 3O2 → 2Fe2O3 + 6S S2 + 2O2 →


2SO2 En este último caso, el proceso de regeneración debe hacerse con gran cuidado debido a que la reacción con el oxígeno es exotérmica.


b. Proceso con Mallas Moleculares.

Es un proceso de adsorción física similar al aplicado en los procesos de deshidratación por adsorción. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remoción de agua de tal forma que queda un sólido poroso con un rango de tamaño de poros reducido y además con puntos en su superficie con concentración de cargas; esto hace que tenga afinidad por moléculas polares como las de H2S y H2O; además debido a que sus tamaños de poro son bastante uniformes son selectivas en cuanto a las moléculas que remueve. Dentro de los poros la estructura cristalina crea un gran número de cargas polares localizadas llamadas sitios activos.

Las moléculas polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros forman enlaces iónicos débiles en los sitios activos, en cambio las moléculas no polares como las parafinas no se ligarán a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrán endulzar y deshidratar simultáneamente el gas. Las mallas moleculares están disponibles en varios tamaños y se puede tener una malla molecular que solo permita el paso de moléculas de H2S y H2O pero no el paso de moléculas grandes como hidrocarburos parafínicos o aromáticos. Sin embargo el CO2 es una molécula de tamaño similar a las de H2S y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por las moléculas de H2S y agua, aunque en pequeñas cantidades, y bloqueará los poros. El principal problema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce los espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallas para retener H2S y agua.

Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es común presiones de unas 450 Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas dulce caliente a temperaturas entre 300 y 400 °F. No sufren degradación química y se pueden regenerar indefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de no dañarlas mecánicamente pues esto afecta la estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho.. La principal causa de daño mecánico son los cambios bruscos de presión o temperatura cuando se pasa la contactora de operación a regeneración o viceversa.

El uso de mallas moleculares en endulzamiento está limitado a volúmenes pequeños de gas y presiones de operación moderadas; debido a esto su uso es limitado en procesos de endulzamiento. Se usan generalmente para mejorar el endulzamiento o deshidratación


realizado con otros procesos o para deshidratación de gases dulces cuando se exigen niveles muy bajos de agua, por ejemplo gas para procesos criógénicos.

Ventajas.

Son económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2S. Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2. Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar simultáneamente.

Desventajas.

El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede mezclar con los gases de combustión del proceso de incineración. Se puede formar COS en la malla molecular por reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de regeneración se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas agrio.

1.6. Avances tecnológicos en el Tratamiento del Gas

Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequeños, yacimientos muy aislados o yacimientos de gas de muy baja calidad por el alto contenido de contaminantes que actualmente no se pueden integrar a las reservas disponibles de gas porque por los altos costos de producción, incluyendo los costos de procesamiento del gas para llevarlo a las condiciones de calidad exigidos, no los hacen económicamente viables. Una forma de hacerlos viables económicamente sería si se tuvieran mecanismos de procesamiento más económicos, menos costosos y más eficientes.

Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigación del Gas Natural, como el IGT ( Institute of Gas Technology), la AGA (American Gas Association); la IGU ( International Gas Union) y la GPSA ( Gas Proccessors and Suppliers Associaton), realizan trabajos intensivos en investigación y desarrollo para desarrollar nuevos equipos, materiales y procesos que permitan tener tecnologías de procesamiento del gas que hagan explotables yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.

Otra de las razones que motivan investigación en el área de tratamiento del gas son las regulaciones ambientales para las emisiones de compuestos orgánicos volátiles (VOC) especialmente en los procesos de regeneración de los materiales usados para deshidratación y endulzamiento del gas, y para la disposición final del azufre obtenido en la remoción del sulfuro de hidrógeno.

En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes como los actuales o más, pero más integrados y compactos que ocupen menos espacio y sean transportables fácilmente para poderlos utilizar en plataformas o en yacimientos de difícil acceso.

En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposición materiales menos costosos, más eficientes y más amistosos con el medio ambiente.


Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener procesos eficientes,

económicos, de fácil operación, que requieran equipos sencillos y en menor cantidad.

Dentro de los desarrollos tecnológicos en la industria del procesamiento del gas se pueden mencionar los siguientes: • Uso de membranas para endulzamiento del gas. • Remoción del H2S usando inyección directa de barredores de H2S a la tubería. • Uso de nuevos materiales como la N – Formil Morfolina (NFM) en procesos de endulzamiento

1.6.1. Uso de membranas de filtración selectiva en el tratamiento del gas

Una tecnología que parece promisoria en el tratamiento del gas es el uso de membranas selectivamente no porosas para separar los componentes hidrocarburos de los no hidrocarburos a nivel molecular. Tales procesos son más confiables que otros a base de solventes químicos y con altos costos de mantenimiento y dependen únicamente de la naturaleza del material de la membrana. Estas características hacen que las membranas sean ideales para aplicaciones en sitios remotos o para tratar volúmenes bajos de gas.

La tecnología de membrana está emergiendo rápidamente en la industria del petróleo para uso en el tratamiento de gases de producción. La filtración selectiva consiste en que una membrana polimérica se usa para separar compuestos gaseosos como CO2, H2S y agua de un gas natural cuando se somete a una presión diferencial.

1.6.2. Barredores de H2S

Los métodos tradicionales para remover H2S han sido el uso de soluciones de etanolaminas y el método del hierro esponja, en su orden de importancia. Ambos procesos constan de una etapa de operación y una etapa de regeneración, lo cual implica el uso de equipos múltiples, al menos una torre contactora, una regeneradora y equipo accesorio, y demanda apreciable de espacio; además en los procesos de regeneración se presenta la formación de productos altamente contaminantes cuya disposición final incrementa aún más los costos de tratamiento. El proceso de las etanolaminas no es económicamente viable en el tratamiento de bajas cantidades de gas con contenidos relativamente bajos de H2S.

Actualmente en la industria del gas se está trabajando en el desarrollo de químicos barredores de H2S de inyección directa, entre ellos la triazina, en los procesos y equipos requeridos para su aplicación de tal forma que se pueda garantizar eficiencia, economía, compatibilidad con el medio ambiente y versatilidad, con el fin


de tener ahorros importantes en el tratamiento del gas teniendo un gas residual de igual o mejor calidad que el obtenido con los procesos aplicados hasta ahora.

En el área del barrido con H2S, los operadores han buscado siempre reducir los costos de capital eliminando recipientes contactores e inyectando los químicos directamente a la tubería. Esta aproximación de inyección directa, aunque aparentemente sencilla ha sido difícil aplicar con éxito, siendo los principales problemas obtener resultados de remoción aceptable de H2S y costos mayores en muchos casos.

1.6.3. Desarrollo de Nuevos Materiales

La N-Formilmorfolina (NFM) es un solvente físico que ha demostrado que tiene importantes ventajas técnicas y económicas para el tratamiento de gases de baja calidad o

gases de síntesis. Esta tecnología emergente es el producto de actividades de investigación y desarrollo del IGT; ya se puede obtener comercialmente y se ha probado en programas de pruebas de campo como una aplicación de endulzamiento del gas natural con significativas ventajas con respecto a otras tecnologías existentes. Las ventajas más importantes que ha mostrado son las siguientes:

Baja Inversión de capital Altas concentraciones de CO2/H2S en los gases a tratar. Mayor rendimiento del producto. Estabilidad del solvente. Ambientalmente compatible. Simplicidad operacional.

La NFM es una sustancia derivada de la morpholina, una sustancia ampliamente conocida en técnicas de refinería y usada para prevenir corrosión. Exhibe alta selectividad con buena capacidad de solubilidad porque el grupo formil está ligada al nitrógeno activo en el anillo de la morpholina. Es un solvente único por su selectividad, capacidad de disolución, compatibilidad ambiental, no corrosividad y alto punto de ebullición.

Otras características importantes de la NFM son:

• Por su estructura polar posee alta capacidad de retener grandes cantidades desde H2S y CO2 • Absorbe pocas moléculas de hidrocarburos. • Debido a su estructura polar tiene alta selectividad por las moléculas de CO2 y H2S permitiendo altas temperaturas de operación, presiones más bajas y menores tasas de solvente. • Es ambientalmente compatible pues es una sustancia no tóxica y biodegradable. • Por su alta temperatura de ebullición se ha usado por largos períodos a temperaturas de 200 °C sin degradación o ruptura térmica del solvente. Los procesos de tratamiento del gas natural operan a temperaturas de unos 180 °C.


• Es químicamente estable y no reacciona con otros componentes o contaminantes del gas a tratar

• Las mezclas NFM agua son básicas debido a la ligera hidrólisis del NFM, lo cual se traduce en protección contra la corrosión.


UNIDAD IV

El GLP como combustible

1.1. Introducción:

El gas licuado a presión (GLP) es la mezcla de gases condensables presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de condensar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.

El propano y butano están presentes en el petróleo crudo y el gas natural, aunque una parte se obtiene durante el refinado de petróleo, sobre todo como subproducto de la destilación fraccionada catalítica.

Mientras que el gas natural sale directamente de depósitos subterráneos, el GLP en un 40% es subproducto de las refinerías de petróleo o un condensado obtenido de los depósitos de gas natural (60%). El GLP fue sintetizado por primera vez en una refinería en 1910 y comercializado dos años más tarde. Hoy es el combustible doméstico más conocido, usado principalmente para cocinar y calentar agua.

Aproximadamente un 3% de la energía en todo el mundo proviene del GLP, siendo su principal uso, 48%, doméstico, un 24% se usa en la industria química, 9% en transporte y un 4% como combustible en el proceso de refinación. Un 2% es utilizado para la agricultura. El uso del GLP de mayor crecimiento en el mundo (3% anual) es en el transporte.

El gas líquido de petróleo es una mezcla de dos gases: propano y butano, en una proporción aproximada de 60% y 40%, respectivamente. Por lo general también contiene otros gases como propileno y butileno en muy pequeñas cantidades y se le añade etanoetiol, un fuerte odorizante. Esta mezcla de gases se envasa en tanques, que se llenan entre un 80% y un 85%, dejando un espacio libre para absorber la expansión que se produce al subir la temperatura exterior. Los dos componentes principales del gas líquido de petróleo tienen características físicas algo diferentes.

El butano (C4H10) es un gas incoloro, inodoro e insípido que se licúa a medio grado bajo cero, y a 20 ºC se licúa a una presión de solo 2,2 atmósferas (la presión de un neumático de automóvil). Menos denso que el agua, el butano líquido pesa 0,5 kg por litro. El propano (C3H8), más liviano que el butano, hierve a menos 42 grados y requiere más de 20 atmósferas para licuarlo a temperatura ambiente. También es un gas incoloro, inodoro e insípido con una densidad de medio kilo por litro.


1.2. Propiedades y Características

Es incoloro, no tiene color. Es inodoro no tiene olor, se le añade un odorante para percibir su presencia en el ambiente, Mercaptanos (Compuestos de azufre con la formula general R_SH, incoloros con olor fuerte y repulsivo).Al entrar en contacto con la piel en su fase líquida, produce quemaduras, cuya gravedad dependerá del tiempo de exposición y la superficie afectada. Para una mezcla 70% Propano y 30 % Butano un litro líquido produce 262 litros de vapor. Estado líquido: Propano 0,507 Kg./L. Butano 0,580 Kg./L. El peso del agua es 1,000 Kg./L.El GLP es más liviano que el agua. Estado de Vapor: Propano 1,522 Kg./L. Butano 2,000 Kg./L. El peso del Aire es 1,000 Kg./L. El GLP es más pesado que el Aire. Cuando hay una fuga de GLP este se concentrará en el piso. El Gas Licuado de Petróleo es un combustible de alta calidad, por lo tanto su contenido de impurezas es casi inexistente lo cual le ofrece un ambiente menos contaminado.

1.3. Principales Usos

Por sus características posee una gran cantidad de ventajas en comparación con otros combustibles: Limpieza, gran poder calorífico, económico, fácil manejo y transporte. Sector Doméstico: Cocinar, calentar agua, calefacción, refrigeración, secadores, alumbrado, aires acondicionados, etc. Sector Comercial: Los mismos usos anteriores pero en mayor escala. Sector Industrial: En aquellos procesos que requieran un combustible limpio y controlable, tratamientos térmicos, entre otros etc. Sector Agricola: Como combustible en bombas de riego, tractores, etc. Además, se utiliza para secar semillas, granos, alfalfa entre otros usos. Sector Automotriz: Como combustible alterno.

Ambos gases que forman el GLP son más pesados que el aire, por lo que forman charcos. Este es un peligro, ya que siendo invisible, una fuga de GLP solo se detecta por el olor y, si


se acumula en el suelo, presenta un peligro potencial. Debido a que ambos gases no están a alta presión, el GLP se almacena en tanques relativamente livianos, de diversos tamaños y formas, de acuerdo con el uso, relativamente fáciles de manipular. A partir de su primera comercialización en el año 1912, la tecnología para el manejo del gas líquido se ha perfeccionado a medida que se ha difundido su uso.

Los usos principales del GLP son los siguientes:

Obtención de olefinas, utilizadas para la producción de numerosos productos, entre ellos, la mayoría de los plásticos.

Combustible para automóviles, una de cuyas variantes es el autogas. Combustible de refinería. Combustible doméstico (mediante garrafas o redes de distribución).

El GLP es el hidrocarburo que emite menos CO2; sin hollín ni azufre, su combustión produce solo anhídrido carbónico y agua. Con un contenido de energía similar al de la gasolina, pero un octanaje más alto, el GLP es un excelente combustible automotor. Su menor densidad obliga al uso de tanques más grandes y pesados que los que requiere la gasolina, pero permite una mayor compresión, mantiene limpio el motor alargando su vida útil y contamina menos el ambiente. Por estas razones su uso en vehículos está en aumento.

Actualmente unos 11 millones de automóviles funcionan con GLP y las últimas cifras indican que su número aumenta a razón de más de 3% al año. Al inicio del año 2010 había en el mundo 48.000 estaciones gasolineras que despachaban GLP, cifra que aumenta a paso más acelerado, aproximadamente 20% al año. Varios factores han contribuido al incremento del uso automotor del GLP, entre ellos el perfeccionamiento de los sistemas que permiten usar gasolina cuando no se dispone del gas.


1.4. Seguridad en el Manejo del G.L.P

El G.L.P es más pesado que el aire, en consecuencia, en casos de escapes de gas, el mismo tiende a acumularse en zonas bajas y de poca ventilación: pisos, sótanos, alcantarillas, áreas cerradas, etc.

La temperatura espontánea de ignición para el GLP, es decir la temperatura a la cual el GLP en presencia de aire se enciende sin necesidad de chispas ni llamas, es generalmente más alta que otro tipo de combustibles líquidos como la gasolina, el kerosene y el gasoil.

EL GLP es incoloro e inodoro. Por lo que para detectar cualquier escape se le añade un químico especial "agente odorante" que le da al GLP un olor particular desagradable. Para uso doméstico el GLP se distribuye en cilindros de metal de varios volúmenes. Como combustible para vehículos se utilizan tanques diseñados especialmente para esto, y se colocan generalmente en el baúl de los automóviles.

Los estándares de diseño, manejo y transporte de los cilindros de GLP se basan generalmente en que el cilindro se usará en el servicio de propano comercial, esto provee un margen de seguridad en caso de que se almacenen en los cilindros mezclas de propano y butano y también en caso de errores en las operaciones de llenado de los cilindros. En los países donde solamente se permite el uso del butano comercial, los estándares de seguridad para los cilindros pueden especificarse para ese servicio exclusivamente, requiriendo por lo tanto recipientes capaces de soportar presiones menores que los de propano comercial.

Los cilindros no se llenan en su totalidad con GLP líquido, para dar espacio para expansión de los vapores. En los cilindros domésticos que contienen mezclas de propano y butano, puede ocurrir una segregación del butano el cual es más pesado que el propano. Esto puede afectar la eficiencia de la combustión haciéndola menos óptima, ya que la mezcla de gas se hace más densa y necesita más aire para encender el producto que está en el fondo del cilindro. Esto es un inconveniente para los usuarios industriales. Además, un alto contenido de butano hace que quede más producto en el cilindro cuando se envía de nuevo a llenar, y por lo tanto resulta menos atractivo para el consumidor.


1.5. Demanda del GLP La disparada de los precios del petróleo está teniendo repercusiones en todos los aspectos de la economía mundial. El sector más afectado es el transporte que, como en la aviación, no vislumbra alternativa a los hidrocarburos líquidos. El impacto también ha sacudido a la industria automotriz, que ya estaba en la mira por el efecto del parque automotor sobre el calentamiento global y el cambio climático. El mayor mercado automotor, el de EE.UU., ya ha reaccionado, lo que a la industria le tomará más tiempo.

Mientras tanto, la ausencia de contaminantes y el menor volumen de emisiones del GLP lo están haciendo cada vez más popular. Si bien se trata de un hidrocarburo, recurso no renovable que contribuye al calentamiento global, además de hacerlo en menor grado es un combustible con definidas ventajas, obtenible de los depósitos de gas natural. Buenas razones para prever en nuestro medio un crecimiento del uso de GLP como combustible automotor.

1.6. Proceso de Comercialización en Venezuela

La cadena de comercialización del Gas Licuado de Petróleo se inicia cuando el producto es entregado en la fuente de suministro, propiedad de la industria petrolera. Desde estas instalaciones es transportado, por unidades pesadas diseñada para tal fin, hasta las Plantas de Llenado, donde es almacenado y distribuido a las empresas de G.L.P., para ser transportado en vehículos más livianos y con los equipos adecuados al consumidor final.

El gas natural inicia su gran marcha, junto con la industria petrolera nacional, en diciembre de 1922 con el reventón del pozo Los Barrosos N 2. El espectacular surtidor de petróleo que, según Henri Pittier, "se podía ver desde Maracaibo", fue impulsado por el gas natural y reclamaba así un protagonismo que tardaría muchos años en concedérsele. La producción de gas natural se viene registrando desde 1918, año en el que, según datos de la época, se obtuvo una cantidad promedio de 8.500 m3 por día en la jurisdicción de Maracaibo. La industria del gas natural en nuestro país presenta un proceso ascendente en el que, con esfuerzo e imaginación, se han ido implementando acciones para racionalizar su uso. Hasta el año 1932 la totalidad del gas se arrojaba a la atmósfera, pero, a partir de ese año, se comenzó a inyectar los yacimientos en la planta de inyección de Quiriquire. Sin embargo, es en 1946 cuando se inicia el uso inteligente del gas natural, como consecuencia de las medidas conservacionistas dictadas por el Estado. A partir de este momento aumentó el volumen de inyección y se inició su utilización como combustible y materia prima.


Ése fue el primer paso para llegar a dominar el gas natural y convertirlo en aliado y motor de nuestra economía. El segundo pasó, dado hace once años, fue el inicio de la actividad criogénica, con la que se ha logrado extraer y fraccionar algunos componentes del gas natural, sin afectar el aporte energético de la industria a través de los gasoductos. Efectivamente, el llamado gas seco, compuesto en su casi totalidad por metano, permite generar igual cantidad de energía quemando más gas por unidad de tiempo.

El tercer paso, en el cual estamos actualmente involucrados, es la industria petroquímica, con la que elevamos el valor agregado de nuestros productos. José, en la costa norte de Anzoátegui, es un polo de desarrollo petroquímico, en el que la onda expansiva de nuevas actividades industriales se apoya en los insumos que aporta la refinación de los componentes del gas natural. En el proceso petroquímico, sustentado por los Líquidos del Gas Natural (LGN), Venezuela tiene un futuro ilimitado que nos permite aspirar a mejores rentabilidades en nuestra actividad conexa al petróleo y al gas natural.

Gas natural: Se reconocen en Venezuela enormes reservas de gas natural, asociadas y no asociadas con yacimientos de petróleo crudo, En los últimos años se han encontrado nuevas reservas en la región nororiental del país tanto en el continente como costas afuera, que hacen ascender las ya probadas a 3.9 billones de metros cúbicos de gas natural, ubicando al país en el séptimo lugar a nivel mundial. El desarrollo de este recurso es una alternativa estratégica energética para el consumo como para la exportación.

En corto tiempo, las estrictas normas de emisiones desarrolladas por las autoridades de control, serán aplicadas más severamente aun en los países en desarrollo. Las emisiones propias de naftas y gasoil, existen limitadas en los motores a "GNC", lo que permitirá progresar en el desarrollo de los mismos.

En el mediano plazo, el énfasis se dará sobre vehículos y motores específicamente diseñados para usar "GNC". Esto permitirá el uso de motores de alta compresión, aprovechando el mayor índice de octano de este combustible que supera en un 30% a la nafta de mayor calidad, con lo que se logrará mayor potencia que el correspondiente vehículo naftero. Estos motores son y serán prácticamente inofensivos para nuestro medio ambiente, reducen las emisiones de los gases responsables del llamado "efecto invernadero", hasta en un 40%.


1.7. Sector Transporte

El sector de transporte, es el encargado de trasladar el producto desde las distintas fuentes de suministro a las diversas plantas de llenado. Para ello, utiliza unidades altamente calificadas, las cuales deben ser fabricadas bajo estrictas normas de seguridad tanto nacional como internacional. Existen 32 empresas con flota pesada propia, las cuales llevan el producto desde las 10 fuentes suministro de la industria petrolera hasta las 78 plantas de Llenado.

1.8. GLP en Refinerías

Se inicia cuando el petróleo crudo procedente de los pozos petroleros llega a una refinación primaria, donde se obtienen diferentes cortes (destilados) entre los cuales se tienen gas húmedo, naftas o gasolinas, queroseno, gasóleos atmosféricos o diésel, y gasóleos de vacío.

Estos últimos (gasóleos) de vacío son la materia prima para la producción de gasolinas en los procesos de craqueo catalítico. El proceso se inicia cuando estos se llevan a una planta FCC y, mediante un reactor primario a base de un catalizador a alta temperatura, se obtiene el GLP, gasolinas y otros productos más pesados. Esa mezcla luego se separa en trenes de destilación.

El gas natural de propano y butano que pueden ser extraídos por procesos consistentes en la reducción de la temperatura del gas hasta que estos componentes y otros más pesados se condensen. Los procesos usan refrigeración o turbo expansores para lograr temperaturas menores de -40 ºC necesarias para recuperar el propano. Subsecuentemente estos líquidos son sometidos a un proceso de purificación usando trenes de destilación para producir propano y butano líquido o directamente GLP.


1.9. Almacenamiento del Gas

La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores. Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores.

Los Tanques de Producción y Almacenamiento: Los tanques pueden ser clasificados según su forma de construcción, o su uso para producción o almacenamiento-, y finalmente por el tipo de líquido que van a contener. En los tanques de producción se produce la primera recolección y el primer procesamiento de separación. Este primer paso en la manipulación, previo al envío a la refinería o a un sistema de procesamiento

de gas, se da en una batería de tanques o batería colectora localizada cerca del cabezal del pozo, o en un lugar donde es tratada la producción de varios pozos a la vez. Una batería tipo cuenta con: colector para la entrada de 30 pozos, separador de gas, calentadores, tanques de producción general (160 m3) y de control (40 m3), bombas, caudalímetros, separadores de líquidos, etc. En este primer juego de tanques y separadores, el petróleo crudo, el agua y el gas natural fluyen y son separados. Los tanques de almacenamiento están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes volúmenes de petróleo y gas, y son generalmente más grandes y considerados como más permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que actúa como un pulmón entre producción y/o transporte para absorber las variaciones de consumo.

El almacenaje de líquidos tales como petróleo, nafta, fuel oil, diesel oil, kerosene u otros derivados petroquímicos que se pueden conservar a presión y temperatura ambiente, se efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas veces flotante, a fín de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de


los mismos, que pueden o no tener incorporado algún sistema de calefacción. Para la construcción de los mismos se emplean láminas de acero de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura del tanque. Estas piezas se sueldan entre sí de acuerdo a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior funcionamiento del almacenaje. Los tanques soldados están diseñados para soportar presiones internas del orden de 0,175ª 0,350 Kg/cm2 y se han construido de hasta 240000 m3 de capacidad. A efectos de prever el daño que pudiera ocasionar la rotura o rebalse de los mismos, se construye un dique de contención alrededor de cada tanque instalado en el sitio. Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros derivados que deben conservarse a presión y temperatura distintas a la atmosférica normal, la construcción, como así también los materiales a emplear, requieren para cada caso de un prolijo estudio técnico. Por ejemplo el almacenaje de gas natural licuado (GNL) requiere una temperatura de –160ºC y el de gas licuado de petróleo (GLP-propano/butano), una temperatura que debe mantenerse dentro de los –42ºC a –12ºC. Para el caso en que se pueda almacenar el producto a presión atmosférica (propano/butano) pero de baja temperatura de burbujeo (-42ºC) se utilizan tanques cilíndricos de fondo plano, refrigerados, con una doble envolvente (pared), doble fondo (en algunos casos), aislamiento externa, y deben estar soportados por una estructura flexible que absorba las variaciones de tamaño generadas por llenado, vaciado y eventuales cambios de la temperatura. Además del dique de contención mencionado para los tanques en general, en algunos casos también se rodea el tanque de una pared de concreto de similar altura. El almacenamiento subterráneo de gas natural es ideal para abastecer el consumo en días de carga máxima. El gas es almacenado durante los meses de verano cuando la demanda es baja, y luego extraído durante los meses de invierno. 1.10. El GLP en la petroquímica El GLP, se emplea como materia prima para la fabricación de amoníaco (producto base de toda la industria de abonos nitrogenados), y también del metanol, producto que se utiliza en la fabricación de plásticos y proteínas sintéticas. A partir del gas natural se obtienen materias primas de base en la industria petroquímica (etileno, butadieno, y propileno). El gas natural se ha convertido en uno de los principales insumos de la industria petroquímica moderna. Sus derivados proporcionan una variada gama de substancias primarias que a través de subsecuentes procesos y tratamientos se van transformando y multiplicando en otros semiproductos o productos que al final todos, en una forma u otra, son parte esencial de todas las actividades cotidianas de una vida moderna.


1.11. Odorización de gas La Odorización es el sistema adoptado para asignar un olor al gas natural, que por sí mismo es inodoro. Dando al gas un indicador de olor es posible detectar con gran facilidad eventuales fugas y dispersiones: una solución que garantiza una red segura y elimina desperdicios inútiles.

El gas natural es un gas inoloro e incoloro, sin embargo a este se le debe adicionar un odorante que le proporcione un olor distintivo con el fin de detectar una posible fuga. Las compañías suplidoras deben odorizar el gas como un requerimiento legal, luego que en 1937, un colegio explotó matando más de 200 personas, en su mayoría niños, en New London Texas, Estados Unidos. En esa oportunidad, ocurrió una fuga de gas que se acumuló en el sótano del colegio el cual explotó al encender un interruptor de luz, y nadie notó la fuga ya que el gas natural no posee olor propio.

En tal sentido, la ley establece que el gas debe ser odorizado con el fin de detectar rápidamente cualquier fuga, cuando la concentración del mismo alcance 1/5 del límite mínimo de explosividad. De hecho, cualquier fuga debe ser detectable por cualquier persona con un “sentido normal del olfato”, es decir, que no sufra de ningún trastorno en su salud que le disminuya su sensibilidad olfativa.

La industria del gas ha conducido a numerosos estudios a través de los años para determinar cuales son los mejores compuestos a usar para la odorización. Estos estudios han

revelado que los mercaptanos, una clase de compuestos órgano sulfurados, son los mejores químicos a usar en la odorización del gas natural. Los mercaptanos tienen un olor repulsivo que es prontamente detectable por cualquier ser humano a concentraciones extremadamente pequeñas en el rango de partes por billón, lo que hace verdaderamente efectivos para la odorización del gas natural.

Mercaptanos usados en la odorización.

No todos los miembros de la familia de los mercaptanos son apropiados para ser usados en la odorización de gas natural. Los mercaptanos con bajo peso molecular tales como metil mercaptano y etil mercaptano son muy reactivos para ser usados en sistemas de gas; mientras que los de muy alto peso molecular como nonil mercaptano y dodecil mercaptano no son lo suficientemente volátiles para ser efectivos. De esta manera, los mercaptanos típicamente usados en la odorización de gas natural son ter-butil mercaptano, n-propil mercaptano, isopropil mercaptano y sec-butil mercaptano.


Sistemas de Odorización.

Sistema de Odorización por inyección.

Este sistema ha sido creado para garantizar un índice de Odorización constante

independientemente del contenido de gas, del tipo de odorante utilizado y del índice de

Odorización requerido. Las ventajas de este sistema son:

precisión elevada

calibrado y regulación simples

flexibilidad operativa

elevada relación hombre/máquina.

El regulador electrónico recibe la medición de la cantidad de gas distribuido y define, con

base en los parámetros de programación, la cantidad de odorante a enviar al inyector para

garantizar el índice óptimo de odorante.

Sistema de Odorización en derivación

Este sistema basa su funcionamiento en la producción de vapor. La instalación está

constituida por: un tanque, dos uniones para la conexión con la línea principal del gas, dos

uniones para la recarga de odorante, dos uniones para el nivel, una unión para la descarga

del tanque, un nivel inoxidable acorazado (de reflexión, magnético), una tina de contención.

La elección del sistema de Odorización está extremadamente relacionada con el tipo de

instalación:

el sistema de Odorización de inyección es ideal para las instalaciones de gran

dimensión

el sistema de Odorización en derivación, por otro lado, se indica para instalaciones

de mediana/pequeña dimensión.


UNIDAD V.

Economía de los Gasoductos 1.1. Economía de los Gasoductos

La parte final del manejo del gas la constituye el transporte desde las instalaciones de los campos y las entregas de volúmenes determinados a los mercados en ruta. Estas dos fases representan en la práctica el mercadeo y la comercialización del gas. De acuerdo con las modalidades mundiales para este tipo de operaciones cabe mencionar aspectos interesantes: • Se da el caso de que existen empresas integradas cuyas operaciones (exploración, perforación, producción, transporte y mercadeo) están dedicadas exclusivamente al gas y no producen petróleo. Son empresas especializadas en el negocio del gas. • Existen otras empresas integradas que se dedican mayoritariamente al petróleo y que pueden disponer de grandes volúmenes de gas asociado y de gas libre que las pueden inducir a comercializar el gas parcialmente o totalmente. Esto es que venden su gas a otras empresas y no se ocupan del mercadeo o podrían optar por transportar, distribuir y vender gas directamente. • Hay casos en que el gas lo manejan varias empresas. Primero, la que lo produce y acondiciona. Segundo, la que lo transporta y es dueña del sistema de gasoductos, y tercero, la que se encarga de la distribución y venta del gas en determinados mercados de su competencia.

En el país, la utilización del gas ha seguido ganando clientes, además de su uso en la propia industria para aumentar la extracción adicional de petróleo mediante la inyección a los yacimientos y como fuente de energía en las operaciones. La utilización del gas natural, tanto aquí en Venezuela como en el resto del mundo, está aumentando. Su precio se está equiparando respecto al del petróleo, de acuerdo al poder calorífico. La equivalencia se expresa en $ por cada mil pies cúbicos o millón de BTU de gas en comparación con el precio del barril de petróleo. Se ha mencionado que el poder calorífico del gas está entre 900 y 1.250 BTU por pie cúbico, cifras equivalentes a 8.000 y 11.115 kilocalorías por metro cúbico, respectivamente. Aproximadamente, una libra de petróleo crudo representa de 15.350 a 22.500 BTU. El poder calorífico exacto de una muestra de gas o de crudo se hace en el laboratorio. El comportamiento del mercado mundial de hidrocarburos, en lo que respecta a precios, fluctúa unos centavos de dólar hacia arriba o hacia abajo de un día para otro, a menos que ocurran eventos catastróficos que podrían aumentar el precio significativamente. Sin


embargo, ni los eventos catastróficos en los últimos años han sido capaces de influir drásticamente en el precio del petróleo.

Las naciones industriales como grandes importadoras de hidrocarburos recurren a sus reservas estratégicas (inventarios acumulados) para complementar sus demandas diarias. Además, podrían imponer racionamiento del consumo propio, disminución de la velocidad del tránsito automotriz o la sustitución de un tipo de energía por otro para que no escaseen los suministros mientras dura el conflicto. En la década de los noventa, ni la invasión a Kuwait por Iraq ni la guerra del Golfo ni otros serios enfrentamientos en el Medio Oriente causaron desbarajustes en los precios mundiales de los hidrocarburos. La capacidad de balance del caudal diario mundial de crudos entre productores no-OPEP y los de la OPEP es tal que las divergencias pendientes y las que puedan suscitarse tienen que ser ahora objeto de entendimiento entre todos: productores, importadores, distribuidores y consumidores. Además del suministro y los precios, está en juego el equilibrio económico del mundo. Sin duda, el gas será en el futuro fuente importante de energía para Venezuela. Las reservas probadas para 1983 acusaron 1.562.332 millones de metros cúbicos, mayoritariamente gas asociado. Afortunadamente, los descubrimientos de yacimientos de gas no asociado hechos en 1981 y 1982, en tierra y costa afuera, fueron contabilizados y reforzaron inmensamente el potencial de futuras reservas y capacidad de producción. Para 1990, el país llegó a duplicar holgadamente sus reservas respecto a 1983 al contabilizar 3.428.560 millones de metros cúbicos. En 1993, la cifra fue de 3.909.098 millones de metros cúbicos.

1.2. Gasoductos de Superficie y Costa Afuera

El gas se transporta por tuberías -gasoductos- cuyos diámetros pueden ser de 10 a 122 centímetros, según el volumen y la presión requerida de transmisión. La longitud del gasoducto puede ser de unos cientos de metros a miles de kilómetros, según la fuente de origen del gas y los mercados que lo requieran. A medida que las distancias para transportar gas sean más largas, se presenta la consideración de comprimir el gas a presiones más elevadas para que llegue a los diferentes puntos de entrega en la ruta de la red de gasoductos. Esto significa la necesidad de instalar estaciones de compresión en ciertos puntos. La compresión es un factor económico importante en la transmisión de gas por gasoductos largos. La compresión del gas se puede hacer por etapas. Generalmente se emplea una primera, segunda y tercera etapas de compresión que pueden satisfacer


las presiones requeridas, al tomarse en consideración la presión de entrada y la de salida, la relación de compresión, la temperatura de entrada y de salida, el peso molecular del gas, para determinar la potencia de compresión requerida para determinado volumen fijo de gas, o sea 1.000.000 de pies cúbicos diarios o 28.320 metros cúbicos diarios. En la práctica, para este volumen y considerando todos los rangos de los parámetros antes mencionados, la potencia de la primera etapa puede estar entre 30 y 120 caballos de potencia (c.d.p.), la segunda, entre 120 y 250, y la tercera, entre 250 y 325. Estos rangos de etapas y potencia cubren presiones de descarga desde 25 a 3.500 lppc, o sea desde 1,75 a 246 kg/cm2.

De los campos de gas parten los gasoductos principales hacia los centros de consumo. Sin embargo, en el trayecto puede ser que ramales del gasoducto vayan a otros sitios para llevar gas a determinadas poblaciones y de igual manera, en ciertos puntos, pueden unírsele al gasoducto principal otros que arrancan de campos diferentes de gas para complementar los volúmenes deseados de entrega para toda la red. Al llegar a cada sitio de consumo, el gasoducto principal alimenta la red secundaria de distribución que surte a la ciudad y a los diferentes tipos de grandes y pequeños usuarios. El flujo de gas es continuo durante las veinticuatro horas del día y el suministro lo recibe cada cliente a presión y volumen cónsonos con los requerimientos a través de medidores y reguladores que controlan la eficiencia del servicio. La capacidad de la red es siempre suficiente para atender variaciones en la demanda, ya que desde los pozos y las instalaciones de campo y a todo lo largo del sistema se cuenta con alternativas que garantizan el suministro. Por ejemplo, en países de clima frío, durante el invierno se consume mucho más gas que durante el otoño, la primavera o el verano. Para responder a los incrementos y picos volumétricos se carga la red con más gas incrementando la presión, lo cual puede hacerse gracias a la compresibilidad del gas. Entre países vecinos productores y consumidores de gas natural se hacen entregas por gasoductos regionales de cientos de kilómetros de longitud. Ejemplos de esta modalidad los hay en Canadá/Estados Unidos/México; Rusia/Europa Oriental y Europa Occidental. En 1990 las entregas por fronteras en todo el mundo sumaron 640 MMm3/d. Además, la flota mundial de metaneros para las entregas de gas natural licuado (GNL) entre terminales marítimas, en 1990 transportó 198 MMm3/d.

En los gasoductos costa afuera para cruzar un río en el trazado de un gasoducto se utilizan principalmente dos técnicas, la perforación horizontal y la perforación dirigida. Con ellas se consigue que tanto la flora como la fauna del río y de la ribera no se vean afectadas. Estas técnicas también se utilizan para cruzar otras infraestructuras importantes como carreteras, autopistas o ferrocarriles. El tendido por mar se hace desde barcos especialmente diseñados, los cuales van depositando sobre el lecho marino la tubería una vez que ha sido soldada en el barco.


Sistema de Distribución de GLP en Venezuela


1.3. Planificación, Construcción y Requerimientos Operativos de los Gasoductos

Corrientemente, en los campos petrolíferos y/o gasíferos se habla de gas de baja, mediana y alta presión. Estas designaciones son importantes porque determinan la capacidad o fuerza propia (presión) de flujo que por sí tiene el gas producido de los pozos. La presión hace posible la recolección del gas y su transmisión por tubería (gasoducto) de determinada longitud y diámetro. El gas de baja presión difícilmente puede ser aprovechado comercialmente. Las razones que se sobreponen a su utilización son técnicas y económicas. Generalmente, el volumen de gas solo o de gas asociado con petróleo que producen los pozos de baja presión es muy poco.

Por tanto, la recolección de todo este gas implica cuantiosas inversiones en las instalaciones requeridas para manejarlo, como son: red de tuberías, compresión, medición, tratamiento y transmisión a sitios distantes. El gas de mediana y alta presión, siempre y cuando los volúmenes sean técnica y económicamente suficientes para ventas durante largo tiempo, ofrecen más posibilidades de comercialización si hay mercados que hagan factible el éxito de las

inversiones. El enfoque de los pasos preliminares básicos para la adquisición y preparación de la ruta que debe seguir un gasoducto en tierra o costa fuera, o combinación de ambas circunstancias, se asemeja a lo mencionado para los oleoductos. Considerando que el gas se consume en quehaceres industriales y domésticos, al aspecto de su manejo y acondicionamiento para tales fines requiere especial atención a ciertos factores. Sobre los detalles del uso de la tecnología de diseño y funcionamiento del gasoducto y sus instalaciones conexas existen aspectos que requieren tratamientos diferentes al oleoducto, por razones obvias.


Nuevos Proyectos de Gasoductos


1.4. Factores de Ingeniería

Las características de las tuberías para la construcción de gasoductos, oleoductos, poliductos y acueductos en la industria petrolera aparecen en las recomendaciones publicadas por el API, como también en los textos y publicaciones especializadas. Las tuberías disponibles son capaces de satisfacer todas las exigencias. La verdadera escogencia está en que la tubería satisfaga los requisitos de funcionamiento y que esto se cumpla con la mayor economía posible de diseño sin comprometer la eficacia de la instalación. Es menester recordar que cuando se trata de la construcción de este tipo de instalaciones se está haciendo una obra para 15 ó 20 años de servicio. Su funcionamiento está atado a la vida productiva de los yacimientos que sirve.

Para transportar diariamente un determinado volumen de gas de un punto a otro, y posiblemente volúmenes mayores en unos años, se requiere tender un gasoducto. Igual sucede con un oleoducto, un poliducto o un acueducto, para transportar petróleo, productos


derivados de los hidrocarburos y agua, respectivamente. En la industria petrolera, la longitud, el diámetro y la capacidad de los ductos pueden ser respetables: miles de kilómetros, cientos de milímetros de diámetro y millones de metros cúbicos diarios de capacidad. Por ejemplo, los gasoductos más grandes del mundo se han tendido en Rusia. Uno de ellos, el de Ugengoi (campo de gas ubicado cerca del golfo de Ob, en la periferia del círculo Artico) a Uzhgorod (en la frontera con Checoslovaquia y a corta distancia de la frontera rusa con Polonia y Rumania) tiene una longitud de 4.620 kilómetros, diámetro de 1.422 milímetros y capacidad diaria de entrega de 110 millones de metros cúbicos de gas para 1987. Esto, en energía equivalente, es igual a transportar, aproximadamente, 670.000 b/d de petróleo. Los clientes para este gas son Checoslovaquia, Austria, Italia, Alemania, Francia, Holanda y Bélgica. El concepto del flujo de gas por gasoducto no difiere del de petróleo por oleoductos, o sea fluido gaseoso y líquido. Sin embargo, debido a las características y propiedades físicas de los gases y de los líquidos hay que tomar en cuenta ciertas diferencias al tratar matemáticamente el comportamiento del flujo de uno y otro por tuberías. Para el gas natural, se ha derivado un buen número de fórmulas aplicables a las condiciones del flujo. Por tanto, la nomenclatura de las ecuaciones que se utilizan es muy específica en expresar y abarcar determinadas condiciones para casos generales y especiales. La nomenclatura y las ecuaciones se fundamentan en las relaciones entre los siguientes términos: V Velocidad del gas, metro o pies por segundo. G Aceleración gravitacional, metros o pies por segundo/segundo. S Distancia de la caída del cuerpo, metro o pies. Q Volumen de gas a determinada presión (atmósferas, kg/cm2 o lppc). Presión de carga y presión de descarga. Volumen en metros cúbicos o pies cúbicos por hora o por día. d, D Diámetro interno de la tubería, centímetros o milímetros, o pulgadas. p Caída o descenso de presión, de un punto de la tubería o otro; atmósferas, kg/cm2 o lppc o centímetros o pulgadas de agua para muy bajas presiones. S, G Gravedad específica del gas; aire = 1,293 gr/l. L Longitud de la tubería: km, metros, millas, yardas o pies. C, K Constante para designar fricción, viscosidad u otra constante, como aspereza interna de la tubería. T1,T2 Temperatura absoluta, grados Celsius o Fahrenheit. Po Presión absoluta básica, kg/cm2, lppc. P1 Presión absoluta de entrada o carga; atmósferas, kg/cm2 o lppc. P2 Presión absoluta de salida o descarga; atmósferas, kg/cm2 o lppc. To Temperatura absoluta básica, grados Celsius o Fahrenheit. T Temperatura absoluta del gas fluyente, grados Celsius o Fahrenheit. F Coeficiente de fricción.


Rn DUS utilizado para determinar el coeficiente de fricción (f), mediante gráficos apropiados.

Otros factores que se toman en consideración son los cambios que pudieran darse en diámetros de tuberías, por lo que es necesario convertir los diferentes diámetros y longitudes a equivalentes de una longitud y diámetro común. Además, en todo sistema de flujo, las curvas o cambios de dirección de la tubería, así como accesorios integrales de la tubería: codos, uniones, etc., ofrecen un grado de resistencia al flujo cuyo efecto es equivalente a cierta longitud adicional de tubería. De allí que todos estos detalles sean tomados en cuenta en los cálculos para que el gasoducto funcione eficazmente. En la literatura técnica se encuentran las fórmulas de varios investigadores y autores como Pole, Spon, Molesworth, Cox, Rix, Towl, Unwin, Oliphant, Spitzglass y otras personalidades, y entes como el Bureau de Minas de Estados Unidos, los fabricantes de material tubular, las compañías de servicios petroleros especializadas en transmisión de gas y las empresas de consultoría en la materia. Una de las fórmulas más conocidas es la de T.R. Weymouth, cuyas relaciones fundamentales son como sigue:

Sin embargo, como en el diseño de un gasoducto hay que tomar en cuenta tantos factores, una sola fórmula no puede abarcar todos los términos y situaciones consideradas. Por tanto, el diseñador recurre a la utilización de varias fórmulas. Con rangos o parámetros determinados para cada caso crítico, se va armando entonces un programa de cálculo general y específico que finalmente da la solución adecuada al problema planteado. Tales soluciones se logran actualmente con gran rapidez y exactitud mediante la utilización de computadoras y graficadores electrónicos. La compresión del gas Para enviar gas de un sitio a otro, éste debe tener cierta presión y si no tiene presión suficiente hay que imprimírsela utilizando compresores. Los compresores son máquinas diseñadas y fabricadas de acuerdo con normas técnicas precisas para satisfacer determinados requerimientos de baja, mediana y alta presión, llamadas etapas de compresión. Ejemplos típicos de compresores sencillos de uso común en la vida diaria son: la bomba utilizada para llenar de aire las llantas de las bicicletas; el compresor que se usa en la estación de servicio para llenar de aire las llantas de los automóviles y la jeringa para aplicar inyecciones hipodérmicas.


Para seleccionar el compresor o compresores requeridos es necesario conocer las siguientes propiedades del gas: peso molecular, gravedad específica, relación de poder calorífico específico, factor de compresibilidad, densidad del gas a condiciones normales y a condiciones de succión. En lo referente a las condiciones de funcionamiento del compresor deben estipularse los siguientes factores: presión de succión, presión de descarga, temperatura del gas succionado, presión básica, temperatura básica, temperatura ambiental, volumen o capacidad de flujo del compresor, caídas de presión en la tubería de succión y en la tubería de descarga, relación de compresión y eficiencia del sistema. Cuando se comprime gas, se realiza un trabajo mecánico que es equivalente al producto de la fuerza aplicada por la distancia recorrida, o lo que se traduce finalmente en la potencia del compresor, la cual se calcula utilizando las fórmulas matemáticas apropiadas que se fundamentan en los conceptos y propiedades antes mencionadas.

Corrientemente, cuando se habla de la potencia de una máquina se dice que tiene tantos caballos de potencia o de fuerza. Por definición técnica, en el sistema métrico, un caballo de vapor representa el esfuerzo necesario para levantar, a un metro de altura, en un segundo, 75 kilogramos de peso, o sea 75 kilográmetros. En el sistema angloamericano es equivalente a 550 libras-pie por segundo (HP). La designación de la potencia, o caballos de fuerza (c.d.f.) o caballos de potencia, es la base para asignar precios de costo a las estaciones completas de compresión requeridas por el gasoducto. Esta inversión se expresa en Bs./c.d.f. o $/HP. Según permisos de construcción otorgados en los Estados Unidos por la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC), el precio mínimo y máximo de instalación de compresores para ductos fue desde $314 hasta $5.286 por caballo de fuerza. El costo promedio fue $1.390 por c.d.f. y la distribución porcentual del costo fue así: equipo y materiales 52,4; mano de obra 17,4; terreno para erección de la estación 1,7; misceláneos (levantamiento topográfico, ingeniería, supervisión, financiamiento, administración y contingencia) 28,5. Esta información es muy útil si se considera que la construcción de gasoductos en Venezuela requiere de ciertos equipos y materiales importados. Naturalmente, el tipo y las características de las máquinas escogidas (compresores/ turbinas), como también las condiciones geográficas (transporte, construcción de la estación, emplazamiento del equipo y accesorios afines) influyen marcadamente en los costos. De todas maneras, se apreciará que el costo del equipo de compresión instalado de por sí representa una cifra millonaria. En el caso de gasoductos de gran diámetro y de miles de kilómetros de longitud, que necesariamente requieren máquinas de compresión de muy alto caballaje, la inversión por este concepto es respetable. Para este tipo de proyecto se está considerando el diseño y manufactura de compresores de 16.000 a 33.525 c.d.f. Para apreciar la aplicación y la regulación de la presión en la transmisión de gas por tuberías, basta con pensar en el sistema de servicio directo de gas doméstico que llega a los hogares venezolanos.


El gas proviene de los campos petroleros, ubicados a mucha distancia de las ciudades en la mayoría de los casos. En los campos se le imprime al gas determinada alta presión para lograr su transmisión, y en tramos específicos del gasoducto se refuerza la presión (por compresión) para que siga fluyendo a determinada velocidad y volumen hacia el punto de entrega en la periferia de la ciudad, donde el gasoducto se conecta con la red de distribución de gas de la ciudad. Al entrar el gas en la red de distribución comienza a regularse su presión, de manera que todos los sectores de la ciudad dispongan de un adecuado suministro. El gas que se consume en los quehaceres domésticos entra al hogar a muy baja presión, presión que a la vez es regulada a niveles más bajos mediante el ajuste de los controles que tienen los equipos que funcionan a gas (cocina, calentadores de agua, acondicionadores de aire, etc.). Así que, de presiones de cientos de kilogramos/centímetro cuadrado durante el recorrido del campo a la ciudad, finalmente, la presión del gas en el hogar puede estar entre 124 y 500 gramos de presión por encima de la atmosférica.

1.5. Consideraciones Ambientales y Optimización de los Gasoductos.

El impacto ambiental que producen los gasoductos, se centra en la fase de construcción. Una vez terminada dicha fase, pueden minimizarse todos los impactos asociados a la modificación del terreno, al movimiento de maquinaria, etc. Queda, únicamente, comprobar la efectividad de las medidas correctivas que se haya debido tomar en función de los cambios realizados: repoblaciones, reforestaciones, protección de márgenes, etc.

En general, en Europa, todos los gasoductos están obligatoriamente sometidos a procedimientos de evaluación de impacto ambiental por las autoridades competentes. En este procedimiento, se identifican, entre otras, las zonas sensibles ambientalmente y los espacios protegidos, se evalúan los impactos potenciales y se proponen acciones correctoras.

Las normas particulares de muchos países obligan a que los gasoductos enterrados estén protegidos de la corrosión. A menudo, el método más económico es revestir el conducto con algún tipo de polímero de modo que la tubería queda eléctricamente aislada del terreno que la rodea. Generalmente se reviste con pintura y polietileno hasta un espesor de 2-3 mm. Para prevenir el efecto de posibles fallos en este revestimiento, los gasoductos suelen estar dotados de un sistema de protección catódica, utilizando ánodos de sacrificio que establecen la tensión galvánica suficiente para que no se produzca corrosión.


Los proyectos de los oleoductos y gasoductos incluyen la construcción y operación de tuberías costa afuera, cerca de la orilla o en tierra. Los oleoductos pueden ser de hasta 2 m de diámetro. Su extensión varía desde algunos pocos hasta cientos de kilómetros. La tubería en tierra, o cerca de la orilla, generalmente se la entierra. Los oleoductos costa afuera, usualmente, se colocan en el fondo del mar en aguas de hasta 350 o 450 m de profundidad, pero se han colocado oleoductos submarinos a profundidades mayores de hasta 1500 m, en casos especiales.

Los siguientes son los elementos principales que se asocian con los oleoductos o gasoductos:

La tubería misma; Los caminos de acceso o mantenimiento; Las estaciones de recepción, de despacho, y de control, y las estaciones de

compresores o bombeo.

Debido a la fricción interna y los cambios de elevación a lo largo de la línea, se requieren estaciones de refuerzo a intervalos regulares (p.ej., aproximadamente cada 70 km en los oleoductos, o poliductos que son muy largos. Se instalan las estaciones de compresión a intervalos apropiados a lo largo de las líneas de transmisión de gas para mantener la presión. El oleoducto o gasoducto puede transportar petróleo crudo o gas desde el cabezal del pozo hasta la planta de transferencia o

procesamiento. El petróleo o gas refinado pueden ser transportados al usuario final, que puede ser una planta petroquímica o termoeléctrica.

La instalación de oleoductos en las áreas altas incluye las siguientes actividades:

Levantamiento topográfico, Desbroce del derecho de vía, Excavación de zanjas; Colocación, doblado, soldadura, envoltura y revestimiento de la tubería; Instalación de la protección catódica para controlar la corrosión, o colocación en la

zanja, en el caso de los oleoductos enterrados; Relleno y limpieza.

En los humedales, ocurren las mismas actividades generales; sin embargo, es necesario dragar y eliminar el lodo para poder colocar la tubería. En el caso de las tierras completamente saturadas y las lagunas, se emplean barcazas para dragar el suelo, fabricar la tubería y colocarla.


La instalación de los oleoductos costa afuera significa colocarlos en el fondo del mar. La tubería puede anclarse con bloques de cemento o un entubado de concreto. Si el oleoducto debe ser enterrado, entonces será necesario cavar una zanja. Una barcaza coloca la tubería. Hay excavadoras submarinas que pueden cavar la zanja. En la mayoría de los casos se depende de la acción de las olas y la corriente para enterrar los oleoductos en las áreas costa afuera; sin embargo, también se los puede enterrar artificialmente. Es necesario enterrar los oleoductos en las áreas cerca de la orilla o en tierra.

Para asegurar la operación adecuada de los poliductos es necesario efectuar el mantenimiento y revisión de los equipos. Se realiza una inspección terrestre o área de la ruta de la tubería para detectar fugas. Los aparatos que se emplean para raspar o limpiar la parafina y escoria del interior de los oleoductos (relacionados con limpiadores, bolas o “conejos"), o para separar los diferentes materiales que se bombean por la tubería, o para extraer los líquidos o condensado (en los gasoductos) pueden producir desechos que deberán ser eliminados. La vida del oleoducto depende de la tasa de corrosión y el desgaste interior de la tubería. Es necesario emplear protección contra la corrosión en la mayoría de los suelos, especialmente, en las áreas húmedas o saladas. Las fugas o roturas de los oleoductos o gasoductos pueden causar impactos importantes más allá de los alrededores inmediatos de la tubería.

tratamiento de gas

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