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5/19/2018 Tratamiento de Gas Natural.pdf

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UNEFA Tratamiento de Gas Natural Ing. Arvalo Uribe

Arvalo N. Uribe

Ingeniero QumicoDe la Universidad Nacional Experimental Francisco de Miranda


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PROLOGO

El propsito de este compendio es proporcionar al estudiante una herramienta quepermita la rpida comprensin de los aspectos ms relevantes de los procesos deTratamiento de Gas Natural, enfocado en sus principios bsicos y mtodos. Con estematerial no se pretende sustituir ningn libro de texto, sino facilitar una gua bsica sobre laasignatura, en un esfuerzo por aumentar el inters sobre el maravilloso y vital mundo de laIngeniera.

El contenido est basado en la programacin de la Asignatura Tratamiento de Gas,de la Universidad Nacional Experimental Politcnica de la Fuerza Armada.

Se ha mantenido un lenguaje sencillo en el desarrollo de los conceptos y problemasresueltos para ayudar al estudiante en el aprendizaje.

Ing. Arvalo Uribe

2013


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CAPITULO I.

Orgenes y Propiedades del Gas Natural

1.1Gases.

Los gases son sustancias caracterizadas por unas fuerzasde cohesin entre sus molculas muy dbiles o inexistentes,los gases no tienen forma ni volumen, se mueven libre y

caticamente, y tienden a ocupar el espacio disponible. Conuna densidad extremadamente pequea son expansibles ycomprensibles. Sus propiedades dependen de la presin y latemperatura.

1.1.1. Propiedades Generales:

Volumen:debido a que en un gas las molculas se mueven libremente, el volumendel mismo se muestra especificado nicamente por el volumen del recipiente que los

contenga. En vista de que los gases se mezclan libremente unos con otros, si estuvieranpresentes varios gases, cada uno de ellos ocupara el mismo volumen, esto es el volumentotal del recipiente.

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

Presin: la presin se define comola fuerza ejercida por unidad de superficieP=F/A. los gases contenidos en un

recipiente (Sistema Cerrado) ejercen unapresin uniforme sobre toda la superficiedel mismo. Mientras que los gases libres(Sistema Abierto) ejercen una presinconocida como presin Atmosfrica.

La presin en un sistema abierto (Presin Atmosfrica) se mide con un instrumentollamado Barmetro, mientras que la en un sistema cerrado (Presin Manomtrica) se midecon un instrumento llamado manmetro.

La presin atmosfrica disminuye con la altura, a nivel del mar la presin atmosfricaes 1 Atm = 760 mm Hg =101.3 kpa = 14,7 psi.

Sabas Que?La presin atmosfrica a nivel del mar

equivale a la fuerza que ejercen 10automviles MiniCooper colocados unoencima de otro sobre una superficie de 1 m2


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1.2. Gas Natural

El Gas Natural es una de las varias e importantes fuentes de energa norenovables formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos depetrleo, disuelto o asociado con el petrleo o en depsitos de carbn. Aunque sucomposicin vara en funcin del yacimiento del que se extrae, est compuestoprincipalmente por metano en cantidades que comnmente pueden superar el 90 95%.

El gas natural est formado por un pequeo grupo de hidrocarburos:fundamentalmente metano con una pequea 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 enindustrias y como materia prima para obtener diferentes compuestos en la industria qumicaorgnica.

Algunos de los gases que forman parte del gas natural cuando es extrado se separande la mezcla porque no tienen capacidad energtica (nitrgeno o CO2) o porque puedendepositarse en las tuberas usadas para su distribucin debido a su alto punto de ebullicin.

El propano, butano e hidrocarburos ms pesados en comparacin con el gas natural son

extrados, puesto que su presencia puede causar accidentes durante la combustin del gasnatural. El vapor de agua tambin se elimina por estos motivos y porque a temperaturascercanas a la temperatura ambiente y presiones altas forma hidratos de metano que puedenobstruir los gasoductos. Los compuestos de azufre son eliminados hasta niveles muy bajospara evitar corrosin y olores perniciosos, as como para reducir las emisiones decompuestos causantes de lluvia cida.

Dependiendo de su origen se clasifica en:

Gas asociado: es el que se extrae junto con el petrleo crudo y contiene grandescantidades de hidrocarburos como etano, propano, butano y naftas. Gas no asociado: es el que se encuentra en depsitos que no contienen petrleo crudo.


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1.3 Definiciones de Gases

Producto Definicin

Gas Natural Mezcla gaseosa que se extrae asociada con el petrleo o de losyacimientos que son nicamente de gas. Sus componentes principalesen orden decreciente de cantidad son el metano, etano, propano,butanos, pentanos y hexanos. Cuando se extrae de los pozos,generalmente contiene cido sulfhdrico, mercaptanos, dixido decarbono y vapor de agua como impurezas.

Gas Asociado Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudodel yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre)o gas en solucin (disuelto).

Gas NoAsociado Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienenaceite crudo a las condiciones de presin y temperatura originales.Gas amargo Gas natural que contiene derivados del azufre, tales como cido

sulfhdrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamentede los yacimientos de crudo o de los diversos procesos de refinacin.

Gas hmedo Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural delcual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no sonhidrocarburos, y cuyo contenido de componentes ms pesados que elmetano es en cantidades tales que permite sus proceso comercial.

Gas seco Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos mspesados que el metano. Tambin se obtiene de las plantas de proceso.

Gas cido Gas que contiene cantidades apreciables de cido sulfhdrico, dixidode carbono y agua. Se obtiene del tratamiento del gas amargo hmedocon bases fcilmente regenerables como son la mono y dietanolamina(MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propsito.

Gas dulce Gas natural libre de cido sulfhdrico, mercaptanos y otros derivados deazufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtieneendulzando el gas natural amargo utilizando solventes qumicos,solventes fsicos o adsorbentes.

Etano Gas que en su estado natural es incoloro, inodoro e inspido,ligeramente ms pesado que el aire. Su temperatura de condensacin apresin normal es de -88.6 C. Sus lmites de explosividad inferior y

superior en el aire son 2.9 y 13.0 por ciento en volumen. Es el segundomiembro de la serie de las parafinas o alcanos. Su frmula condensadaes C2H6. Se obtiene por fraccionamiento de los lquidos del gas natural.Se usa como materia prima para la fabricacin de etileno.

Propano Gas que cuando puro es incoloro e inodoro, ms pesado que el aire. Sutemperatura de condensacin a la presin atmosfrica normal es -42.5C; sus lmites inferior y superior de explosividad en el aire son 2.4 porciento y 9.5 por ciento, respectivamente. Es el tercer miembro de laserie de parafinas o alcanos; su frmula condensada es C3H8. Se obtienepor fraccionamiento de los lquidos del gas natural, de los condensadosy de varios procesos de refinacin, tales como la destilacin atmosfrica

del petrleo crudo, la desintegracin cataltica y la reformacin denaftas.


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Butano Gas que cuando es puro es incoloro e inodoro, ms pesado que el aire;su temperatura de ebullicin a la presin atmosfrica normal es -0.5 C;

sus lmites inferior y superior de explosividad en el aire son 2.1 porciento y 9.5 por ciento, respectivamente. Es el cuarto miembro de laserie de parafinas o alcanos; su frmula condensada es C4H10.

Pentanos Hidrocarburos saturados de frmula emprica C5H12, de los cuales sonposibles tres ismeros. Lquidos incoloros, inflamables; solubles enhidrocarburos y teres e insolubles en agua. Existen en las fracciones dems bajo punto de ebullicin de la destilacin del petrleo, de donde seobtienen

1.4

Yacimientos de Gas Natural.

Para que exista un yacimiento de petrleo o gas deben existir las siguientescondiciones y factores: cuenca, roca generadora, migracin, reservorio, sello y trampa.

La existencia de una cuenca sedimentaria es quiz la primera condicin que debecumplirse para la existencia de un yacimiento de hidrocarburos. Una cuenca sedimentariaes una cubeta rellena de sedimentos, nicas rocas donde se pueden generar loshidrocarburos y donde en general se acumulan (hay excepciones de rocas granticas).

El tamao de estas cubetas puede variar de decenas de miles de Km 2, mientras queel espesor es en general de miles de metros (hasta 6000 7000). Estas cubetassedimentarias se encuentran rodeadas por zonas llamadas de basamento, es decir formadaspor rocas viejas y duras donde no se depositaron sedimentos.

La teora del origen orgnico del petrleo y del gas, es actualmente la msavalada. Segn ella, durante millones de aos las sustancias orgnicas provenientes derestos de animales y vegetales tales como plancton, algas, corales y an algunos tipos deostras y peces, fueron quedando incorporados al fango del fondo de los mares y lagos

donde esos organismos vivan. Normalmente a esa profundidad no hay oxgeno, por lo cualla materia orgnica se preserva.

Estos sedimentos del fondo, en general arcillosos, constituyeron lo que luego serala roca generadora de petrleo. Esta roca es a su vez posteriormente cubierta por otrossedimentos, y as va quedando enterrada a profundidad cada vez mayor, sometida apresiones y temperaturas ms altas de las que haba cuando se deposit. La generacin depetrleo se produce como en una cocina. Cuando la roca generadora se calienta, la materiaorgnica se va transformando y descomponiendo hasta llegar a los compuestos orgnicosms simples, que son los hidrocarburos. Para que todo este proceso tenga lugar es necesario

que transcurra mucho tiempo (millones de aos). Por eso se dice que el petrleo es unrecurso no renovable, pues el tiempo que tarda en formarse es enorme comparado con la


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duracin de la civilizacin humana. Al estar en profundidad, la roca generadora estsometida a presin, lo que hace que poco a poco el petrleo o gas generado vayan siendo

expulsados de la roca (del mismo modo que al apretar un trapo hmedo). Ese petrleocomienza a moverse a travs de pequeas fisuras o por el espacio que hay entre los granosde arena de las rocas vecinas, empujando parte del agua que suele estar ocupando esosespacios. Como el petrleo y el gas son ms livianos que el agua, en general se muevenhacia arriba, desplazando al agua hacia abajo. El proceso durante el cual el petrleo y el gaspueden llegar a viajar grandes distancias (hasta cientos de kilmetros) se llamamigracin.

La mayora 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 acumularseen un lugar bajo el suelo, dando origen a un yacimiento. La barrera que impide que elhidrocarburo siga subiendo es, por lo general, un manto de roca impermeable al que sedenomina sello. El sello est compuesto, por lo general de arcillas, pero tambin pueden serrocas impermeables de otra naturaleza, tales como mantos de sal, yeso, o incluso rocasvolcnicas.

No es cierta la idea generalizada que elpetrleo se encuentra bajo la tierra en grandescavernas o bolsones. En realidad el petrleo

se encuentra embebido en cierto tipo de rocas,a las que se denomina reservorios. Un reservorioes una roca que tiene espacios vacos dentro des, denominados poros, que son capaces decontener petrleo o gas del mismo modo que unaesponja 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 encualquier playa, donde es fcil distinguir entre la arena seca y la arena mojada. Estaltima tiene sus poros llenos (saturados) de agua, mientras que en la arena seca estnllenos de aire. En un yacimiento, los poros del reservorio estn saturados con petrleo o gas


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Para que se forme un yacimiento hacefalta algo que permita que el petrleo se

concentre en un lugar, evitando elderrame hacia los costados. Este elementose llama trampa. Las trampas pueden estardadas por rocas impermeables ubicadas a loslados del reservorio; un ejemplo de esto esun cuerpo de arena (reservorio) totalmenterodeado de arcilla (sello y trampa): es llamada trampa estratigrfica. La trampa tambinpuede ser producto de una deformacin de las rocas: es posible que se forme un pliegue demodo tal que hacia todos los costados tanto el reservorio como el sello vayan bajando

(formando una taza invertida), lo que evita que el petrleo migre hacia los lados. Esto es loque se denomina trampa estructural.

1.5. Tipos de Yacimientos de Gas:

Yacimientos de Gas Seco:son aquellos reservorios en los cuales la mezcla dehidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie,generalmente la composicin del hidrocarburo presente en este tipo de yacimientosposee alrededor de 90% de gas metano (C1) y la temperatura en yacimiento excede latemperatura cricondentrmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensacin

retrgrada.

Yacimientos de Gas Hmedo: se definen como todos aquellos reservorios en loscuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento pero ensuperficie entra en la zona bifsica. En este tipo de yacimientos la temperatura presentees superior a la temperatura cricondentrmica, la relacin gas-petrleo de produccinest entre 60 y 100 MPCN/BN (Millones de Pies Cbicos Normales sobre BarrilesNormales), el lquido producido es incoloro (observado en superficie) y presenta unagravedad API mayor a 60.

Yacimientos de Gas Condensado:son reservorios en donde la mezcla dehidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de roco a condiciones iniciales deyacimientos pero luego al entrar en la region bifsica presenta condensacin retrgradadurante la reduccin de la presin a temperatura constante hasta cierto punto en el cualla saturacin de lquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos latemperatura presente se encuentra entre la temperatura crtica y la temperaturacricondentrmica, relacin gas-petrleo de produccin se encuentra entre 5000 y 10000PCN/BN (Pies Cbicos Normales sobre Barriles Normales), el lquido producidopuede ser incoloro, amarillo o rara vez negro y presenta una gravedad API entre 40 y60.


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1.6. Parmetros de los Yacimientos

Para que los hidrocarburospermanezcan contenidos en el yacimiento,las capas o estratos suprayacentes ysubyacentes que lo cobijan deben serimpermeables. De igual manera, los ladostienen que impedir la fuga de los lquidos.Ciertas condiciones fundamentales debenestar presentes para que exista unyacimiento, como son: la porosidad de laroca, que como ya se ha visto indica elporcentaje de capacidad de

almacenamiento del volumen total de laroca; el volumen total del yacimiento quese estima tomando en consideracin suespesor promedio y extensin; la presencia de hidrocarburos en sitio, dada por el porcentajede saturacin, o sea el porcentaje del volumen que forman los poros y que est ocupado porlos hidrocarburos. Estos factores bsicos sirven para estimar el aspecto volumtrico delyacimiento. Para complementar la apreciacin volumtrica en sitio, es muy importantedeterminar y aplicar el factor de extraccin, que representa el porcentaje estimado depetrleo que podr producirse durante la etapa primaria de produccin del yacimiento.Tanto este factor como, por ende, la etapa primaria de produccin, estn ntimamenteligados al aspecto econmico del desarrollo inicial y la vida productiva subsiguiente del

yacimiento.Desafortunadamente, es imposible extraer todo el petrleo en sitio del yacimiento. Sin

embargo, no se escatiman esfuerzos por estudiar, investigar y aplicar mtodos queconduzcan al mayor porcentaje acumulado de extraccin durante la primera y segundaetapas de vida productiva del yacimiento y, quizs, si fuese posible, hasta una tercera ycuarta etapas. Otro factor muy importante que complementa los antes sealados es lapermeabilidad de la roca, que representa la facilidad con que los fluidos se desplazan atravs del medio poroso, no obstante que no existe una determinada relacin deproporcionalidad entre porosidad y permeabilidad.

a. Permeabilidad y Porosidad.

La permeabilidad se mide en darcys, en honor al ingeniero hidrulico francs HenriDarcy, quien formul la ley que lleva su nombre, que reza: la velocidad del flujo de unlquido a travs de un medio poroso, debido a la diferencia de presin, es proporcional algradiente de presin en la direccin del flujo. En la industria petrolera, las normas APIpara determinar la permeabilidad (K) de las rocas definen permeabilidad como el rgimende flujo en mililitros por segundo de un fluido de 1 centipoise de viscosidad que pase atravs de una seccin de 1 cm2 de roca, bajo un gradiente de presin de una atmsfera (760mm Hg) por centmetro cuadrado, y en condiciones de flujo viscoso. En la industria seemplea el milidarcy, equivalente a 0,001 darcy. Las rocas pueden tener permeabilidadesque van desde 0,5 hasta 3.400 milidarcys.


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Los estratos tienen permeabilidad horizontal y vertical. Ambas son muy importantespara el desplazamiento de fluidos en los estratos. La permeabilidad depende de factores

como la deposicin, la sedimentacin, la compactacin y la homogeneidad oheterogeneidad de los sedimentos. Podr visualizarse que intercalar estratos permeables eimpermeables en determinado intervalo petrolfero afectar su contenido o espesor neto dearena y tendr influencia en las caractersticas y comportamiento del flujo desde elyacimiento hacia el pozo.

Es importante apreciar que no existe ninguna correlacin matemtica entre porosidad ypermeabilidad. Una y otra se obtienen mediante anlisis de especmenes de roca en ellaboratorio o mediante la interpretacin de registros especficos directos hechos a lacolumna geolgica del pozo y el clculo de los valores obtenidos. En todo caso, en laprctica, el valor utilizado es un promedio estadstico ponderado representativo de la roca

estudiada.

En el laboratorio, la determinacin de permeabilidades vertical y horizontal se haceutilizando especmenes de ncleos, debidamente cortados y limpiados, que se introducen enun tipo de permemetro seleccionado. Datos de perfiles y pruebas directas de presin defondo y de produccin pueden ser utilizadas para obtener valores de permeabilidad. Comopodr apreciarse, la magnitud universal de la permeabilidad de un estrato o formacin debeobtenerse de un muestreo estadstico de laboratorio y de campo para lograr la mayoraproximacin real posible.

b.

Presin del yacimiento:

Es muy importante la presin del yacimiento porque es sta la que induce almovimiento del petrleo desde los confines del yacimiento hacia los pozos y desde el fondode stos a la superficie. De la magnitud de la presin depende si el petrleo fluyenaturalmente con fuerza hasta la superficie o si, por el contrario, la presin es solamentesuficiente para que el petrleo llegue hasta cierto nivel en el pozo. Cuando se da este caso,entonces se recurre a la extraccin de petrleo del pozo por medios mecnicos.

En la prctica, el gradiente normal de presin ejercido por una columna de aguanormal es de 0,1 kilogramo por centmetro cuadrado por metro de profundidad

(kg/cm2/mp). Generalmente, el gradiente de presin de las formaciones est entre 0,1 y0,16 kg/cm2/mp.

Cualquier valor por debajo de 0,1 es subnormal y por encima de 0,16 tiende a seralto y por tanto anormal. A veces se han encontrado gradientes tan altos que registran 0,234kg/cm2/mp.

A medida que el pozo produce hay decaimiento de la presin. En el transcurso de lavida productiva del pozo, o del yacimiento en general, se llega a un lmite econmico deproductividad que plantea ciertas alternativas. Anticipadamente a la declinacinantieconmica de la presin se puede intentar restaurarla y mantenerla por inyeccin de gasy/o agua al yacimiento, con fines de prolongar su vida productiva y aumentar el porcentajede extraccin de petrleo del yacimiento econmicamente, o abandonar pozos o abandonarel yacimiento en su totalidad.


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La presin natural del yacimiento es producto de la naturaleza misma del

yacimiento. Se deriva del mismo proceso geolgico que form el petrleo y el yacimientoque lo contiene y de fuerzas concomitantes como la sobrecarga que representan lasformaciones suprayacentes y/o agua dinmica subyacentes que puede ser factor importanteen la expulsin del petrleo hacia los pozos. De igual manera, el gas en solucin en elpetrleo o casquete de gas que lo acompae representa una fuerza esencial para el flujo delpetrleo a travs del medio poroso.

c. Temperatura del yacimiento:

En la prctica se toman medidas de temperatura en los pozos para tener idea delgradiente de temperatura, que generalmente se expresa en 1 C por cierto intervalo

constante de profundidad. El conocimiento del gradiente de temperatura es importante yaplicable en tareas como diseo y seleccin de revestidores y sartas de produccin, fluidosde perforacin y fluidos para reacondicionamiento de pozos, cementaciones y estudios deproduccin y de yacimientos. La temperatura est en funcin de la profundidad. Mientrasms profundo est el yacimiento, mayor la temperatura. Si el gradiente de presin es de 1C por cada 30 metros de profundidad, se tendr para un caso hipottico de un estrato a1.500 metros, una temperatura de 50 C mayor que la ambiental y si la temperaturaambiental es de 28 C, la temperatura del estrato ser 78 C, y a 3.000 metros sera 128 C.

d. Viscosidad de los crudos:

La viscosidad de los crudos representa su caracterstica de fluidez. Los crudosextrapesados son ms viscosos que los pesados. Los pesados ms viscosos que los media-nos. Los medianos ms viscosos que los livianos. Los livianos y condensados son los msfluidos. Otro ndice de apreciacin de la fluidez de los crudos es la gravedad API, quemientras ms alta sea indica ms fluidez. La viscosidad de los crudos se mide en poise ocentipoise, en honor al mdico e investigador Jean Louis Poiseuille. En trminos fsicos, laviscosidad absoluta se expresa en dina-segundo por centmetro cuadrado. O de otra manera,se expresa que la viscosidad absoluta de un fluido es la fuerza tangencial en dinasnecesarias para mover una unidad de rea de un plano a unidad de velocidad, con relacin aotro plano fijo y a una unidad de distancia entre los planos, mientras que el fluido encuestin est en contacto con los dos planos. Como buen ndice de comparacin sirve el

agua, cuya viscosidad a 20 C es 1 centipoise, o 0,01 poise.

La viscosidad tambin se puede obtener utilizando viscosmetros como el SayboltUniversal, el Engler o el Redwood. Por medio de frmulas apropiadas en las que entran laviscosidad en poise, el tiempo de flujo, la densidad y la temperatura de la prueba se puedenhacer las conversiones requeridas. La viscosidad es factor importante que aparece en todaslas frmulas para calcular el flujo de petrleo y gas en el yacimiento y por tuberas.Tambin es importante para el clculo del flujo de cualquier otro lquido. La viscosidad delos crudos est sujeta a cambios de temperatura, as que un crudo viscoso se torna msfluido si se mantiene a una temperatura ms alta que la ambiental. Esta disminucin de laviscosidad hace que la friccin sea menor y, por ende, facilita el flujo y hace que la presin

requerida para el bombeo por tubera sea menor.


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Por ejemplo, un crudo venezolano muy viscoso como el de Boscn (Edo Zulia), (10API) tiene una Viscosidad Universal Saybolt (SUS) de 90.000 a 38 C. El crudo liviano

del campo de Santa Rosa (Edo. Anzotegui) (45 API) tiene una viscosidad de 34 SUS a lamisma temperatura y ambos a presin atmosfrica. Relacionando las dos viscosidades, sepodra decir que Boscn es 2.647 veces ms viscoso que Santa Rosa o que ste es 2.647veces ms fluido que Boscn a esta temperatura. Cada crudo en situacin esttica en elyacimiento tiene determinada viscosidad, caracterstica de la presin y temperatura. Todocrudo en el yacimiento contiene cierta can-tidad de gas, que empieza a liberarse al producirel petrleo por medio de los pozos. El petrleo fluye porque el yacimiento tiene suficientepresin para hacerlo fluir a la superficie y la liberacin de gas debido a la diferencia depresin esttica y presin de flujo hace que la viscosidad del petrleo tienda a aumentar amedida que asciende a la superficie.

De igual manera, como la temperatura del crudo en el yacimiento es mucho mayorque la temperatura en la superficie, a medida que el crudo fluye hacia la superficie tiende aenfriarse y aumenta su viscosidad. Por tanto, la viscosidad que tiene el crudo en el tanquede almacenamiento es varias veces mayor que la que tena en el yacimiento.

Hay que tomar en cuenta que si a un lquido se le aplica presin para comprimirloentonces su viscosidad aumentar.

1.7. Exploracin

Exploracin es el trmino usado en la industria petrolera para designar la bsquedade petrleo o gas. Es la fase anterior al descubrimiento.

A pesar del avance tecnolgico que ha permitido disminuir algunos factores deriesgo- no se ha logrado an hallar un mtodo que permita en forma indirecta definir lapresencia de los hidrocarburos con un 100% de certeza. Por ello, la nica forma fehacientede comprobarla existencia de hidrocarburos es mediante la perforacin de pozosexploratorios.

Los mtodos de exploracin

que hoy se emplean son muyvariados: desde el estudio geolgicode las formaciones rocosas que estnaflorando en superficie hasta laobservacin indirecta, a travs dediversos instrumentos y tcnicas deexploracin. Hoy las herramientas ylos mtodos utilizados enexploracin han alcanzado niveles no imaginados unos pocos aos atrs, especialmentedebido al avance y la ayuda de la informtica que permite almacenar y manejar millares de

datos con rapidez y eficacia. Las imgenes satelitales, la deteccin por radar de manaderos


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de hidrocarburos en el mar y la ssmica tridimensional (3D) son algunos ejemplos de esteavance en las tcnicas de exploracin.

Una de las herramientas ms utilizadas por los exploradores son los mapas. Haymapas de afloramientos (que muestran las rocas en la superficie), mapas topogrficos (queindican las elevaciones y los bajos del terreno con curvas que unen puntos de igual altitud)y los mapas de subsuelo. Estos ltimos son quizs los ms importantes porque muestran lageometra y la posicin de una capa de roca en el subsuelo y se generan con la ayuda deuna tcnica bsica en la exploracin de hidrocarburos: la ssmica de reflexin.

La ssmica de reflexin consiste en emitir ondas desonido en la superficie del terreno (con explosivos enterradosen el suelo o con camiones vibradores en el caso deexploracin en tierra o con caones de aire en el mar, en elcaso de exploracin en cuencas marinas), las que setransmiten a travs de las capas del subsuelo y son reflejadasnuevamente hacia la superficie cada vez que haya un cambioimportante en el tipo de roca. Las ondas recibidas en superficie se miden por el tiempo quetardan en llegar, de lo que infiere la posicin en profundidad y la geometra de las distintascapas. El producto final es una imagen del subsuelo. La adquisicin de lneas ssmicaspuede realizarse con un grillado 2D, es decir en dos dimensiones o con grillado 3D, en tres

dimensiones. La ventaja de las ssmicas en 3D radica en la enorme cantidad de informacinque proporciona con respecto a la 2D, con la cual se reducen al mximo las incertidumbrescon respecto a la geometra y la posicin de las capas en el subsuelo. La desventaja son loscostos (el costo de 1 km2 de ssmica 3D es tres a cuatro veces el costo de 1 km lineal dessmica 2D).

La complejidad de los servicios de alta tecnologa y la capacitacin yespecializacin de un verdadero equipo multidisciplinario de exploracin, convierten a esteprimer escaln en la bsqueda de hidrocarburos en un rea industrial extremadamente cara.Sin embargo, todo resulta menos oneroso que perforar en el lugar equivocado y an as, la

garanta total de xito no existe. De esto ltimo se deduce que en el negocio de exploracinse ponen en juego decisiones de alto riesgo que requieren grandes recursos financieros.

Si la exploracin ha sido exitosa y se ha efectuado un descubrimiento comercial conun pozo, se inician los trabajos de delimitacin del yacimiento descubierto con laperforacin de otros nuevos en muchos casos con una registracin de ssmica 3D o 2Dprevia para efectuar luego la evaluacin de las reservas. Esto significa que desde eldescubrimiento de un nuevo yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesariosvarios aos de trabajos adicionales en los que deben invertirse grandes sumas de dinero. Deaqu que slo grandes organizaciones empresarias puedan afrontar estos costos.


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Con la exploracin comienza la relacin entre el hombre y la tierra o su ambiente yel tan difcil equilibrio que permite que el hombre se abastezca y no dae su entorno. Entre

los especialistas que participan en todas las etapas de la industria, desde la bsqueda de loshidrocarburos hasta su consumo, se encuentran los que se dedican al estudio y proteccinde la naturaleza, a los efectos de conocer el impacto que pueden provocar las actividades enla regin donde se localizan los trabajos y la forma de evitarlos o de minimizar el riesgo.

1.8. Desarrollo de los yacimientos

Luego de descubierto un yacimiento mediante las tareas de exploracin se hacenecesario conocer la cantidad de petrleo o gas que es posible obtener de ese yacimiento,en condiciones econmicas y a travs de los mtodos conocidos. A ese volumen de gas y

petrleo se lo conoce como reservas y al proceso de obtencin del mismo se lo denominadesarrollo del yacimiento. Para determinar las reservas, primero se debe conocer cuntopetrleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como petrleo original in situ.Este clculo 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 saturacin de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por agua

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

Toda esta informacin se obtiene slo luego de perforar uno o ms pozos quedelimiten el yacimiento, lo que permite adems tomar los registros (medicin medianteherramientas que se bajan al pozo, de las caractersticas fsicas y qumicas de las rocas y losfluidos contenidos) y las muestras necesarias (de ciertas rocas y ciertos fluidos).

La reserva de un yacimiento es una fraccin del petrleo original in situ, yaque nunca se recupera el total del petrleo existente. Para establecerla (la reserva), hay queconocer cul ser el factor de recuperacin del yacimiento, factor que implica conocer eltipo de empuje del yacimiento (empuje de agua o gas); su presin; permeabilidad de la

roca; medida de la transmisibilidad entre los poros de la roca y el mtodo de explotacin autilizar. La obtencin de estos datos requiere el seguimiento del comportamiento delyacimiento por medio de diversas pruebas y ensayos: implica tiempo e inversin de capital.El valor resultante de la fraccin del petrleo recuperable (reservas) vara entre un 15% yun 60% del total del petrleo existente.

Una vez que se conocen los lmites y caractersticas del yacimiento y las reservasque contiene, llega el momento de planificar su desarrollo, o sea definir cuntos pozos deproduccin se van a perforar, qu tipo de pozos, si se va a inyectar agua para mejorar larecuperacin, qu tipo de instalaciones de superficie son necesarias, cunta gente har falta

para su operacin y quizs lo ms importante, cul es el costo de esas inversiones y gastos,para definir si es un buen negocio o no.


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Bsicamente, el desarrollo de un yacimiento consiste en la perforacin de pozos quelleguen al reservorio y extraigan el petrleo que ste contiene. Cuando un yacimiento est

en produccin genera una cantidad de gastos (energaelctrica para los motores de los pozos, sueldos delpersonal, reparaciones de pozos e instalaciones y equipos,mantenimiento de caminos, disposicin del aguaproducida en pozos sumidero, etc). Cuando los gastos deoperacin superan lo obtenido por las ventas, elyacimiento deja de ser econmico y se procede a suabandono. En ese momento, es muy posible que an exista un cierto volumen de petrleoen la roca reservorio, pero no se lo extrae porque es antieconmico. Ese petrleo extra no

constituye parte de las reservas.

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

1.9. Reservas. Clasificacin de Reservas

Las mayores reservas de gasen Venezuela se encuentran en lazona norte y noroeste del pas, en lascostas de la plataforma continentalcaribea y atlntica, ocupando unaextensin de ms de 500.000kilmetros cuadrados.

En el occidente del pas secuenta con recursos gasferos por 35

billones de pies cbicos y en la zonaoriental asciende a 65 billones de piescbicos.

Los yacimientos de gas en Venezuela son prometedores al punto que las estimacionesde produccin se prevn aumentar en el perodo que abarca hasta 2012, de 6.300 millones a11.500 millones de pies cbicos diarios (MMPCD)

La produccin en el occidente del pas aumentar de 1.100 a 1.400 MMPCD, en elcentro del pas, especficamente en el rea de Yucal Placer (Guarico) se aumentar la

produccin de 100 a 300 MMPCD; y en Anaco de 1.700 millones a 2.794 MMPCD


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Los mayores yacimientos de gas en el mundo se encuentran en el Oriente Medio yen la antigua Unin Sovitica ocupando el 40 y el 35% respectivamente. Esto resulta una

distribucin desigual ya que la suma de ambos se aproxima a las tres cuartas partes de lasreservas mundiales de gas natural.

Debido a la amplia utilizacin del gas en las diferentes industrias, cada da seoptimiza la calidad en las tcnicas de bsqueda de estos yacimientos. Tambin es posibleencontrar gas natural en los yacimientos de petrleo, aproximadamente 1 m de petrleo esacompaado por 85 m de gas natural.

Rusia 48,1 Irak 3,1

Irn 22,9 Turkemistn 2,9

Qatar 8,5 Malasia 2,3

Emiratos A.U.

5,8 Indonesia 2,0

Arabia Saudita 5,4 Canad 1,9

EE UU 4,7 Mxico 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 unyacimiento de gas de 764.554 metros cbicos de capacidad por da. Segn estudiosrealizados la produccin diaria del nuevo yacimiento podra alcanzar 1,4 milln de metroscbicos. Se estima que Arabia Saudita es el quinto pas del mundo con mayores reservas degas.

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

En Irn adems se hall un nuevo yacimiento ubicado en la isla Kish. ste podratener produccin similar a dos fases de extraccin del gigante yacimiento South Pars, segnel ministro de Petrleo de ese pas.

En esta tabla se puede observar la distribucin por pases de lasreservas de gas natural (billones de m3)


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Irn espera una produccin de 25 millones de metros cbicos de gas por da de cadafase del yacimiento gigante de gas South Pars, parte de la mayor reserva mundial de gas

natural.

A pesar de que este pas posee las mayores reservas mundiales de gas natural delmundo despus de Rusia, se ha demorado en el desarrollo para la exportacin del mismo.Importantes compaas extranjeras como Statoil (STL.OL) y Total (TOTF.PA) participanen las inversiones para el desarrollo de los yacimientos de gas del Golfo.

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

Venezuela cuenta hoy en da con amplias reservas probadas de gas naturalubicndose como el octavo pas del mundo con mayores reservas probadas de gas naturaly el primero en Amrica Latina y gracias a la importante participacin del gas natural enel mercado energtico nacional es posible tambin ahorrar gran cantidad de petrleo.

Las reservasprobadas de gas enVenezuela alcanzan

los 151 Billones dePies Cbicos de gas(BPC), y cuenta conun volumen de 40billones de reservasposibles y una base derecursos aproximadade 196 billones deBPC, para totalizar unvolumen de reservas de 427 billones de pies cbicos. Segn el Ente Nacional del Gas

(Enagas), adscrito al Ministerio de Energa y Petrleo, de esta manera nuestro pas pasardel octavo al tercer lugar como pas con mayores reservas de gas en el mundo y el primeroen Amrica Latina.

El 50% de stas se encuentra en nuestra plataforma continental Costa Afuera. Lasmayores reservas de gas de Venezuela estn ubicadas al norte y noroeste del territorionacional, en las costas de la plataforma continental caribea y atlntica, abarcando unaextensin de ms de 500 mil kilmetros cuadrados.


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1.8. Combustin del Gas Natural.

El gas natural produce mucho menos CO2que otroscombustibles como los derivados del petrleo, y sobre todoel carbn. Adems es un combustible que se quema ms limpia yeficazmente.

La razn por la cual produce poco CO2 es que el principalcomponente, metano, contiene cuatro tomos de hidrgeno yuno de carbono, produciendo 2 molculas de agua por cada unade CO2

Todos los alcanos reaccionan con oxgeno en una reaccin de combustin, si bien setorna ms difcil de inflamar al aumentar el nmero de tomos de carbono. La ecuacingeneral para la combustin completaes:

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

En ausencia de oxgeno suficiente, puede formarse monxido de carbono, es deciruna combustin parcial o incompleta, como se muestra a continuacin:

CnH(2n+2)+ nO2(n+1)H2+ nCO (Combustin parcial)

Ejemplo

Para el Metano:CH4+ 2O2 2H2O + CO2 (Combustin Completa)CH4+ 0,5O22H2 + CO (Combustin parcial)

Para el PropanoC3H8+ 5O2 4H2O + 3CO2 (Combustin Completa)

C3H8+ 1,5O2

4H2 + 3CO (Combustin parcial)

1.9. Ley de los Gases Ideales.

Un gas real no cumple la ley de Boyle(Ley que indica que a temperatura constante,la presin 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 Idealsera aquel que cumpliera la ley de Boyle bajo todas las condiciones. Si bien ningn gascumple rigurosamente estas leyes, el nitrgeno, el hidrogeno y el helio, se aproximanbastante a presiones bajas y temperaturas elevadas.


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En las condiciones bajo la cual se trabaja en el laboratorio, y considerando el gradode precisin en la mayora de los clculos, la mayora de los gases pueden considerarse

como ideales, es decir se rigen por la ley de Boyle.

PV = nRT

Las molculas de un gas ideal no se atraen ni se repelen entre si, y su volumen esdespreciable en funcin del recipiente que lo contiene.

Ejemplo:

Determine la masa del aire en una habitacion de 4x5x6m a 100kPa y 25C

Solucion: utilizando la ecuacionde los gases ideales

PV = nRT

PV/RT = nPV/RT = mR= 0,287 kPa.m3/kg.KT=25C = 298K

V= 4mx5mx6m =120m3

100 120

0,28kPa.m/kg.Kx298K

m= 140,3kg

Ejemplo : calcule la presin ejercida por 1,82 moles de un gas en un recipiente de 5,43 L a69,5 C.

PV nRT =

nRTP

V=

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

5,43

mol L atm k mol K P

L

+= P = 9,42 atm


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Propuesto:

Ejemplo : calcule la presin de una bombona de gas propano ejercido por 18 kg del gas, a28C, si la bombona tiene un Volumen de 30 Lts.

Respuesta: 337,54 atm.

1.10. Factor de compresibilidad.

Los gases no siempre se pueden tratar como gases ideales, ya que en regiones desaturacin y cercanas al punto crtico se desvan notablemente del comportamiento ideal.Esta desviacin a temperatura y presin especificadas se corrige con una magnitud llamadaFactor de Compresibilidad, definido como:

.

..

Tambin se puede expresar en la forma

!"#$%"

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

El factor de compresibilidad va a hacer una funcin que va depender de latemperatura reducida y de la presin reducida. Donde la presin reducida va hacer igual a lapresin entre la presin crtica y la temperatura reducida va ser igual a la temperatura entre

la temperatura crtica.

Pr = P / Pc = Presin reducidaTr = T / Tc = Temperatura reducida

Pc, Tc = Presin y Temperatura crtica absolutas del gasP, T = Presin y Temperatura absoluta

El factor de compresibilidad Z, es aproximadamente el mismo para a igualespresiones y temperaturas reducidas, lo cual recibe el nombre de principio de los estadoscorrespondientes.


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Al graficar los parmetros obtenidos experimentalmente para la temperatura ypresin 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 20C. El gas se expande hastaun volumen de 20 lts a la presin de 50 atm. Determine la temperatura a la cual deber

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

Datos:

T1=20C

Tc=195K

P1=134 atm

Pc=33,5 atmV1=10 lt.


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V2=20 lt

P2= 50 atmT2= ?

&' &

&(

289K

19)K 1,)02

* 1+

++,)

En la grfica se calcula Z=0,8

PV=ZnRTn=PV/ZRT

1+ 10"-

0,8 0,082 "-. ". 29+ 9,1"

3

)0 20"

0,8 0,082"-. ". 9,1" 218,

Ejercicios Propuestos

1. Se tienen 132 Lts de NH3 en un cilindro-pistn a 250 psi y 132C. el gas secomprime a temperatura constante, hasta 75 atm. Determine el volumen final

del pistn con la carta de comprensibilidad generalizada. R= 30 Litros

2. Se tiene un recipiente de 150 litro que contiene 100 moles de propano gaseoso a20 atm. Determine la temperatura usando la ecuacin de gas ideal y el factor decomprensibilidad.

R= 366.41 K (Gas Ideal)R= 458.13 K (Z)


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1.11. Gases Reales

Los Gases Reales no obedecen a la ley de Boyle, a la vez que no se rigen estrictamentepor los postulados de la Teora Cintica Molecular. Para estudiar los gases reales conprofundidad es necesario modificar la ecuacin del Gas Ideal tomando en cuenta las fuerzasintermoleculares y los volmenes finitos.

a. Ecuacin de Van der Waals.

El fsico irlands J.D. Van der Waals estableci una ecuacin que lleva su nombre

para extrapolar la ecuacin de gas ideal y transformarla en una ecuacin para gases reales:

Que es la ecuacin de estado de Van der Waals para un gas real, esta ecuacin esmucho ms compleja que la ecuacin del gas ideal, pero muchos gases se ajustan bien a elladentro de un margen razonablemente amplio de temperatura y presin. Los valores de a y b

dependen de la naturaleza del gas porque los volmenes moleculares y las atraccionesmoleculares varan de un gas a otro. Dichos valores se determina experimentalmente ypermiten verificar las teoras sobre el tamao molecular y las atracciones moleculares.

b. Ecuacin de Benedict-Webb-Rubin.

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

donde y son todas constantes para un fluido dado. Se usa con xitoen amplios rangos de presin y temperatura. Las constantes para un buen nmero desustancias estn tabuladas. El xito de la ecuacin original ha originado numerosos estudiosdonde la propia ecuacin o una modificacin de la misma se ha generalizado para aplicarlaen muchos tipos de compuestos. De hecho, la ecuacin y sus modificaciones, a pesar de lacomplejidad que tienen, se emplean en las industrias del petrleo y del gas natural para

hidrocarburos ligeros y algunos otros gases encontrados comnmente.


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c. Ecuacin de Beattie-Bridgeman.

Esta ecuacin incluye cinco constantes, luego puede representar mucho mejor elcomportamiento de los fluidos en un amplio intervalo de presin y temperatura. Laexpresin de esta ecuacin es la siguiente:


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1.12. Comportamiento de Fases en sistemas de Hidrocarburos.

Cualquier materia presente en el universo puede estar en el sistema de tres fases:slido, lquido o gaseoso. Por ejemplo: hielo, agua lquida y vapor de agua, son tres fases,cada una fsicamente distinta y homognea, claramente separadas. El trmino faserepresenta cualquier parte del sistema, homognea y fsicamente distinta. El hidrocarburoen el yacimiento y en los pozos es un fluido que est en dos fases en lquido, en gaseoso oen ambos.

Diagramas de Fases.

Diagrama que muestra la relacin entre las fases liquida, slida y gaseosa de unasustancia en un rango de condiciones. Se denomina diagrama de fasea la representacingrfica de las fronteras entre diferentes estados de la materia de un sistema, en funcin devariables elegidas para facilitar el estudio del mismo. Cuando en una de estasrepresentaciones todas las fases corresponden a estados de agregacin diferentes se sueledenominar diagrama de cambio de estado.

Diagrama de Fases para el Agua

Los diagramas de fase ms sencillos son los de presin - temperatura de una sustanciapura, como puede ser el del agua. En el eje de ordenadas se coloca la presin y en el deabscisas la temperatura. Generalmente, para una presin y temperatura dadas, el cuerpopresenta una nica fase excepto en las siguientes zonas:


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Punto triple: En este punto del diagrama coexisten los estados slido, lquido ygaseoso. Estos puntos tienen cierto inters, ya que representan un invariante y por lo

tanto se pueden utilizar para calibrar termmetros. Los pares (presin, temperatura) que corresponden a una transicin de fase entre:

o Dos fases slidas: Cambio alotrpico;o Entre una fase slida y una fase lquida: fusin - solidificacin;o

Entre una fase slida y una fase vapor (gas): sublimacin - deposicin (osublimacin inversa);

o Entre una fase lquida y una fase vapor: vaporizacin - condensacin (olicuefaccin).

Es importante sealar que la curva que separa las fases vapor-lquido se detiene enun punto llamado punto crtico. Ms all de este punto, la materia se presenta como unfluido sper crtico que tiene propiedades tanto de los lquidos como de los gases.

Por ende, para descubrir el tipo de yacimiento de hidrocarburo hay que determinarel estado que se encuentra la mezcla en el yacimiento, utilizando criterios termodinmicosde fases. En estos criterios influye la presin y la temperatura, sometiendo a una sustancia aque 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 descripcin y determinacin de las propiedades de los mismos.Pero antes de sumergirse completamente en temas como tipos de pruebas realizadas paraestudiar dichos comportamientos es necesario conocer algunos fundamentos bsicos.

Fase: cualquier parte homognea y diferente fsicamente del sistema en estudio, porejemplo en el caso de tener un cubo de hielo, agua lquida en cualquier proporcin y vaporde agua se estara hablando de un sistema de tres fases o trifsico. A continuacin sepresenta un Diagrama de Fases para hidrocarburos con el fin de reflejar un poco mejor lainformacin a mencionar.

Puntos de Burbujeo (Liquido Saturado): puntos en los cuales existe fase lquida conuna parte infinitesimal de gas.

Puntos de Rocio (Vapor Saturado):puntos en los cuales existe fase gaseosa con unaparte infinitesimal de lquido.

Presin Cricondenbrica: mxima presin en la cual coexisten equilibradamente lafase lquida y la fase gaseosa.

Temperatura Cricondentrmica: mxima temperatura en la cual coexistenequilibradamente la fase lquida y la gaseosa.

Condensacin Retrgrada: puede ser expresada desde dos pticas, la condensacinde lquido durante expansin de gas a temperatura constante o bien la condensacin delquido durante calentamiento de gas a presin constante.

Punto Crtico: punto en el cual convergen las curvas de roco y burbujeo.


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Diagrama de fases Presin-Temperatura para yacimiento de hidrocarburos

Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama defases caracterstico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante laproporcin de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera estaproporcin debido a la extraccin preferencial de fluidos o a la inyeccin de alguno oalgunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a medida que lamezcla es ms liviana y voltil las presiones de burbujeo y roco son mayores.


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CAPITULO II.

Procesos Preliminares del Tratamiento de Gas Natural

2.1. Introduccin

El tratamiento de gas natural son un conjunto de operaciones que se realizan paraeliminar impurezas, y ajustarlo a los parmetros establecidos por las regulaciones de cadacliente.

Cada impureza contenida en el Gas puede ocasionar diversos problemas comoilustra 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.


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Los procesos comunes de tratamiento de gas son los siguientes:

2.2. Limpieza del gas natural

Se entiende por limpieza del gas el proceso de remocin departculas muy pequeas (menores de 10 micras) de slidos ygotas de lquido que se encuentran suspendidas en el gas. Pararemover partculas slidas se utilizan filtros y para separar laspartculas liquidas del gas se usan los depuradores (Scrubbers).

Cuando se requiere un gas natural muy limpio (contenido de partculas menores de0.5 micras), se utiliza un FILTRO-DEPURADOR.


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El grado de separacin (de partculas slidas y liquidas) del gas natural depende dela aplicacin particular y est fijado como una especificacin tcnica.

Justificacin

La limpieza del gas se justifica por las siguientesrazones:1. Economa: recuperar hidrocarburos lquidos

2. Para prevenir problemas operacionales: erosin,formacin de espuma y reduccin de la eficiencia de los

procesos de transporte, compresin, tratamiento y criogenia

Aplicaciones

Los depuradores y los filtros protegen procesos einstalaciones y se colocan a la entrada de:

Plantas compresoras (tambin en las inter-etapas)

Unidades turbogas (para generarelectricidad)

Plantas criognicas

Plantas de tratamiento


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2.2.1. Principios y mecanismos de separacin

1) Separacin de partculas slidas principio:retencin de partculas slidas en un medio filtranteformando torta o incrustamiento en los poros delmedio filtrante. Mecanismo: uso de un mediofiltrante apropiado. Equipo: filtro.

2) Separacin de partculas liquidas principio:coalescencia y asentamiento gravitacional(diferencia de densidades entre el lquido y el gas).Mecanismo: cambios de direccin y de velocidaddel gas. Equipo: extractor de niebla.

2.3. Control de hidratos

Bajo ciertas condiciones de temperatura y presin, elagua y ciertos hidrocarburos, forma compuestos slidos

llamados hidratos. Estos cristales pueden taponar vlvulas,conexiones y an bloquear completamente lneas. Los taponeso terrones de hidratos cuando se transportan con el flujo de gaspueden daar y an romper tuberas, vlvulas, conexiones y elinterior de recipientes.

El metano, etano, propano, iso-butano, gas carbnico y cidosulfhdrico fcilmente formarn hidratos, pero el n-butano slo condificultad lo hace; los pentanos e hidrocarburos ms pesado no formanhidratos. Los hidratos se formarn si el gas dulce que contiene el agualibre se enfra por debajo de su temperatura de formacin de hidratos. Latemperatura a la cual se formarn hidratos depende de la presin y de lacomposicin actual del gas.

Por lo tanto, la lnea de formacin de hidratos mostrada no puede ser completamenteprecisa para todos los gases pero es tpica para muchos gases y para un aproximacindetallada ms precisa, deben usarse grficos separados. La formacin de hidratos se puedeevitar ya sea usando un inhibidor de hidrato (metanol, etanol, isopropanol, etilenglicol,entre otros) para mezclarlo con el agua libre que est presente en el gas o que se ha

condensado durante el enfriamiento, o por remocin del agua desde el gas (deshidratacin)antes que su temperatura caiga por debajo de la temperatura de formacin de hidrato.


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2.4. Deshidratacin del gas natural:

La deshidratacin del gas natural son procesos que permiten eliminar el exceso deagua presente en el gas, entre los mtodos ms comunes se encuentran:

2.4.1.Absorcin por un lquido

La deshidratacin por absorcin es uno de los mtodos ms satisfactorios dedeshidratacin. Aunque se puede usar cualquiera de los lquidos desecantes, la granmayora de los sistemas de absorcin usan glicol (1,2-etanodiol)para remover el vapor de

agua del gas y puede establecerse que se deshidrata ms gas natural con glicol que porcualquier otro medio.

Algunas veces se usan deshidratadores de cloruro de calcio para secar pequeacantidades de gas en reas aisladas o remotas. Sin embargo, debe notarse que este mtodono es proceso de absorcin. Como en el sistema estn presentes slidos de cloruro decalcio, en sentido estricto se efecta un proceso de adsorcin.

Deshidratacin con glicol: El proceso de deshidratacin degas natural ms comn es el contacto del gas con un lquido

higroscpico como el glicol. Este es un proceso de absorcin, dondeel vapor de agua en la corriente de gas es disuelto en una corriente deglicol relativamente pura.

La deshidratacin con glicol no es relativamente costosa, yaque el agua puede separarse fcilmente del glicol por calentamiento;a esto se le llama regeneracin o reconcentracin del glicol.


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Estructura Interna de una Torre Contactora


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2.4.2. Deshidratacin por un desecante slido

Donde se necesita la ms altadepresin posible de punto de roco puedeser ms efectivo el proceso de adsorcinusando un desecante slido y seco. En losprocesos de adsorcin los materiales seconcentran en la superficie de un slidocomo un resultado de las fuerzas queexisten en esta superficie. El proceso deadsorcin, igual que los procesos de

absorcin, no involucra reaccionesqumicas; la adsorcin es puramente unfenmeno superficial. superficial no serefiere slo a la superficie exterior de la partcula adsorbente sino a la superficie efectiva delos capilares y poros.

Cualquier adsorbente comercial usado para esteproceso tendr un rea superficial total de 2400000-3900000 pie2/lb (500-800 m2/gramo). Hay un grannmero de desecantes slidos disponibles para la

deshidratacin de gas. En la mayora de los sistemas seusa almina activada (un purificador, fabricado versinbauxita que se ha vuelto poroso por activacin) o undesecante tipo slice-gel. Estos desecantes se puedenactivar o regenerar as que se pueden usar durante muchos ciclos de adsorcin yreactivacin. Con deshidratacin de desecantes slidos se puede obtener puntos de rocomuy bajos y en esta forma es comn una resultante residual de vapor de agua de menos de lb/mmpcsa la salida de gas. En una aplicacin normal, esto puede corresponder a unpunto de roco de -40f.


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CAPITULO III.

Procesos de Endulzamiento de Gas Natural

3.1. Endulzamiento del gas

El Endulzamiento del gas se hace con el finde eliminar el H2S y el CO2 del gas natural.Como se sabe el H2S y el CO2 son gases quepueden estar presentes en el gas natural ypueden en algunos casos, especialmente el

H2S, ocasionar problemas en el manejo yprocesamiento del gas; por esto hay queeliminarlos para llevar el contenido de estosgases cidos a los niveles exigidos por losconsumidores del gas. El H2S y el CO2 se

conocen como gases cidos, porque en presencia de agua forman cidos, y un gas naturalque posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

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

- Toxicidad del H2S.- Corrosin por presencia de H2S y CO2.

- En la combustin se puede formar SO2 que es tambin altamente txico ycorrosivo.

- Disminucin del poder calorfico del gas.

- Promocin de la formacin de hidratos.

- Cuando el gas se va a someter a procesos criognicos es necesario eliminar el CO2porque 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 concentrarseen los lquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminarantes de que los compuestos se puedan usar.

En los Estados Unidos, la permisibilidad de gases cidos en los gases naturales es de2 a 3% de CO2 y de 4 ppm para el H2S. Los requerimientos actuales para algunas ventaspueden variar dependiendo de las negociaciones entre el vendedor y el comprador.

El principio de este proceso es neutralizar los gases cidos bien sea por procesosfsicos o qumicos. Adems, el proceso en s requiere una fase de regeneracin en donde serecupera el compuesto de endulzamiento, convirtiendo el sistema en un proceso cclico,

esto con fines econmicos.


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

i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algn mecanismo de contacto el H2S y elCO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre deestos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de loscontenidos aceptables.

ii) Regeneracin. En esta etapa la sustancia que removi los gases cidos se somete a unproceso de separacin donde se le remueve los gases cidos con el fin de poderla reciclarpara una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente enprimer lugar el H2S y el CO2 pero tambin es posible que haya otros compuestossulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono(CS2).

iii) Recuperacin del Azufre. Como el H2S es un gas altamente txico y de difcilmanejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadorade azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando lacantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre setransforma del 90 al 97% del H2S en azufre slido o lquido. El objetivo fundamental de launidad recuperadora de azufre es la transformacin del H2S, aunque el azufre obtenido esde calidad aceptable, la mayora de las veces, para comercializarlo.

iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre anposee 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. Launidad de limpieza del gas de cola continua la remocin del H2S bien sea transformndoloen azufre o envindolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de launidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad delimpieza del gas de cola solo existir si existe unidad recuperadora.

v) Incineracin. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola slo

posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun as no es recomendable descargarlo a laatmsfera y por eso se enva a una unidad de incineracin donde mediante combustin elH2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidaddebe estar en toda planta de endulzamiento.

Los procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 se pueden agrupar en cincocategoras de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejosdependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado paraeliminarlos. En algunos casos no hay regeneracin con recobro de azufre y en otro s. Lascinco categoras son:


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a. Absorcin qumica. (procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneracinse hace con incremento de temperatura y decremento de presin.

b. Absorcin Fsica. La regeneracin no requiere calor.

c. Hbridos. Utiliza una mezcla de solventes qumicos y fsicos. El objetivo esaprovechar las ventajas de los absorbentes qumicos en cuanto a capacidad para removerlos gases cidos y de los absorbentes fsicos en cuanto a bajos requerimientos de calor pararegeneracin.

d. Procesos de conversin directa. El H2S es convertido directamente a azufre.

e. Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un slido que tieneafinidad por los gases cidos. Se conocen tambin como procesos de adsorcin.

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categora puedeser mejor que otra, uno de estos criterios y quizs el ms importante desde el punto de vistade capacidad para quitar el H2S es su presin parcial.

3.2. Procesos de absorcin qumica.

Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto encontracorriente con una solucin en la cual hay una substancia que reacciona con los gasescidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solucinentra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que sepresentan entre la solucin y los gases cidos son reversibles y por lo tanto la solucin alsalir de la torre se enva a regeneracin. Los procesos con aminas son los ms conocidos deesta categora y luego los procesos con carbonato.

El punto clave en los procesos de absorcin qumica es que la contactora seaoperada a condiciones que fuercen la reaccin entre los componentes cidos del gas y elsolvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado acondiciones que fuercen la reaccin para liberar los gases cidos ( bajas presiones y altastemperaturas).

a. Procesos con aminas

El proceso con aminas ms antiguo y conocido es el MEA. En general los procesoscon aminas son los ms usados por su buena capacidad de remocin, bajo costo yflexibilidad en el diseo y operacin. Las alcanol-aminas ms usadas son:Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina

(DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). Los procesos con


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aminas son aplicables cuando los gases cidos tienen baja presin parcial y se requierenbajas concentraciones del gas cido en el gas de salida (gas residual).

Para regenerar la amina sedebe tener la reaccin de derecha aizquierda, es decir que a la solucin deamina que sale de la torre contactorase le aplica calor para recuperar laamina. Para regenerar MEA, el MEA rico se calienta por encima de 245F y a 10 psig, paraque se desprendan los gases cidos presentes.

Sistemas de Monoetanolamina(MEA): MEA es una amina primaria, es un

compuesto estable y en ausencia de otros qumicos no sufre degradacin o descomposicina temperatura mayores a su punto de burbuja normal. MEA reacciona con CO2y H2S.

Estas reacciones son reversibles al cambiar la temperatura del sistema. Si lareaccin con CO2se hace por debajo de 245F se produce oxazolidone-2 que consume MEAdel proceso. Para regenerar MEA, el MEA rico se calienta por encima de 245F y a 10 psig,por lo que se desprenden los gases cidos presentes en el vapor.

Sistemas con Dietanolamina (DEA): DEA es una amina secundaria, es una basems dbil que MEA cuyos sistemas no sufren tpicamente los mismos problemas decorrosin. DEA tiene menos perdida de vapor y requiere menos calor para regenerarlo.DEA reacciona con H2S y CO2como sigue:

Estas reacciones son reversibles al elevar la temperatura. Los productos de degradacin dereacciones son COS y CS2, y pueden ser regenerados en un regenerador.

Sistemas con Diglicolamina(DGA): Es una amina primaria, reacciona con losgases cidos igual que MEA. Los productos de degradacin de reacciones con COS y CS2pueden ser regenerados en un regenerador.

Sistemas con Diisopropanol amina (DIPA): Es una amina secundaria usada enSHELL. Reacciona con CO2y H2S igual que MEA pero el COS puede ser removido msfcilmente y el sistema es no corrosivo y requiere menos calor de entrada.


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Proceso Clauss, para la recuperacin del Azufre

Para convertir en H2S en azufre, se utiliza el proceso Clauss que va al final delproceso de endulzamiento, y que consiste en Quemar el H2S para convertirlo en SO2el cualreacciona y forma azufre liquido, que luego es utilizado en la industria petroquimica.

b. Proceso con carbonato de potasio caliente

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

Las reacciones se hacen reversibles al reducir la presin parcial del componentecido. Las reacciones son reversibles basada en las presiones parciales de los gases cidos.El K2CO3 puede tambin reaccionar reversiblemente con COS y CS2.

El diagrama de Flujo de Procesos es similar al del endulzamiento con aminas.


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3.3. Procesos de Absorcin Fsica

Proceso de Lavado con Agua.

Es un proceso de absorcin fsicaque presenta las siguientes ventajas:como no hay reacciones qumicas losproblemas de corrosin son mnimos yel lquido usado se regenera hacindolopasar por un separador para removerle elgas absorbido, no se requiere aplicacinde calor o muy poca, es un proceso

bastante selectivo. La principaldesventaja es que requiere una unidadrecuperadora de azufre.

El proceso es efectivo a presionesaltas, contenidos altos de gases cidos yrelaciones H2S/CO2 altas. Algunasveces se recomienda combinar esteproceso con el de aminas para reducircostos.

En el proceso el gas cido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hacecontacto con el agua que viene de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superiorde la torre est parcialmente endulzado y se enva a la planta de aminas para completar elproceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la torre se enva a un separador depresin intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de ste serepresuriza para enviarla a un separador de presin baja donde se le remueven los gasescidos y de aqu el agua ya limpia se recircula a la torre.

Ventajas

No hay degradacin del solvente por no haber reacciones qumicas

No se requiere reclaimer. Pocos problemas de corrosin

El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas cido y por lo tanto tiene bajosrequerimientos en tamao de equipo.

Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2.


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Desventajas.

Alta absorcin de Hidrocarburos. Los procesos de absorcin fsicos son ms aplicablescuando los contenidos de etano e hidrocarburos ms pesados son bastante bajos.

Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC.)

En algunos casos se ha presentado acumulacin de azufre en el solvente y depositacinde azufre en los equipos.

Baja remocin de mercaptanos

3.4. Procesos Hbridos

Los procesos hbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de losprocesos qumicos, alta capacidad de absorcin y por tanto de reducir los niveles de loscontaminantes, especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos fsicos en lo relativoa bajos niveles de energa en los procesos de regeneracin.

El proceso hbrido ms usado es el Sulfinol que usa un solvente fsico, sulfolano (dixido de tetrahidrotiofeno), un solvente qumico (DIPA) y agua. Una composicin tpicadel solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composicin delsolvente vara dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamientoespecialmente con respecto a la remocin de COS, RSR y la presin de operacin.

Los efectos de la DIPA y elsulfolano para mejorar la eficienciadel proceso son diferentes. La DIPAtiende a ayudar en la reduccin de laconcentracin de gases cidos aniveles bajos, el factor dominante enla parte superior de la contactora, y elsulfolano tiende a aumentar lacapacidad global de remocin, elfactor dominante en el fondo de lacontactora. Como los solventes fsicostienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneracin, la presencia del sulfolanoen este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos enprocesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de losprocesos qumicos.


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Ventajas del Sulfinol.

Exhibe excelentes capacidades para la remocin de H2S y CO2. El sulfinol como la DEAtienen buena capacidad para remover gases cidos a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc.

El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS2 sin degradacin. La remocin de estoscontaminantes es debida bsicamente a la presencia del sulfolano.

La remocin selectiva del H2S es posible en algunos casos especficos, especialmente conrelaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remocin 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 unreclaimer. Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un reclaimer que trabaja alvaco en lugar de un reclaimer atmosfrico.

Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneracin se pueden presentarprdidas por evaporacin.

Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorcin excesiva de hidrocarburospesados que pueden afectar el proceso de recuperacin de azufre.

Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formacin de un lodo tipo brea quebloquea intercambiadores y lneas. Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas

por encima de 160 F.

3.5. Procesos de Conversin Directa

Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sinnecesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones deoxidacin reduccin que involucran la absorcin de H2S en una solucin alcalina. Entreestos mtodos est el proceso Stretford.

Proceso Stretford.

Es el ms conocido de los mtodos de conversin directa y en el se usa una solucin0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relacin es una funcin del contenido de CO2 enel gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, locual algunas veces es deseable para controlar el poder calorfico del gas. El gas agrio entrapor el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solucin del proceso.Con este proceso se pueden tener valores de concentracin de H2S tan bajos como 0.25granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solucin permanece en la contactora unos 10minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir porel fondo se enva a un tanque de oxidacin, en el cual se inyecta oxgeno por el fondo para

que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxgeno inyectado por el fondo del tanquede oxidacin enva el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remover.


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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 expansin para evaporacin

El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor calidadque el obtenido en la unidad recuperadora de azufre.

Desventajas del Proceso

Es complicado y requiere equipo que no es comn en operaciones de manejo.

El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso es unproblema; est en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho.

Los qumicos 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 difcil.

3.6. Procesos de Absorcin en Lecho Seco (Adsorcin)

En estos procesos el gas agrio se hace pasar a travs de un filtro que tiene afinidadpor los gases cidos y en general por las molculas polares presentes en el gas entre las quetambin se encuentra el agua. El ms comn de estos procesos es el de las mallasmoleculares aunque algunos autores tambin clasifican el proceso del hierro esponja en estacategora

Aunque son menos usados que los procesos qumicos presentan algunas ventajasimportantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficienciadel proceso no depende de la presin. Se aplica a gases con concentraciones moderadas deH2S y en los que no es necesario remover el CO2.

a.

Esponja de Hierro:

La esponja de hierro usa la reaccin qumica del xido frrico con H2S paraendulzar corrientes de gas. 2Fe2O3 + 6H2S 2Fe2S3 + 6H2O La reaccin requiere lapresencia de agua levemente alcalina y de temperatura por debajo de 110F. Para regenerarel xido frrico, el sulfuro frrico se oxida con aire para producir sulfuro y regenerar elxido frrico. Por ltimo, el azufre se oxida a anhdrido sulfuroso. 2Fe2S3 + 3O2 2Fe2O3 + 6S S2 + 2O2 2SO2 En este ltimo caso, el proceso de regeneracin debehacerse con gran cuidado debido a que la reaccin con el oxgeno es exotrmica.


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El soporte de las capas de xido frrico hidratado es una combinacin de un platosoporte de metal pesado y perforado y un soporte de cuarzo. Este material puede consistir

en un trozo de tubera dentro de protectores y secciones de 2 o 3 pulgadas de tubera dedimetro pequeo. Esto provee un soporte para la esponja. El gas sale del recipiente en elfondo a travs de la pared externa. Este arreglo minimiza la entrada de partculas.Adicionalmente un cono filtro debe ser incluido en la lnea de salida. Esta lnea debetambin tener un drenaje de presin y un drenaje para toma de muestras. El recipiente esgeneralmente hecho de acero al carbn que ha sido tratado con calor. Un control en ladureza del metal es requerido debido al potencial de cracking por la tensin al azufre.


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b. Proceso con Mallas Moleculares.

Es un proceso de adsorcin fsica similar al aplicado en los procesos dedeshidratacin por adsorcin. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir dealuminosilicatos de metales alcalinos mediante laremocin de agua de tal forma que queda un slidoporoso con un rango de tamao de poros reducido yadems con puntos en su superficie conconcentracin de cargas; esto hace que tenga afinidadpor molculas polares como las de H2S y H2O;adems debido a que sus tamaos de poro sonbastante uniformes son selectivas en cuanto a las

molculas que remueve. Dentro de los poros laestructura cristalina crea un gran nmero de cargaspolares localizadas llamadas sitios activos.

Las molculas polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros formanenlaces inicos dbiles en los sitios activos, en cambio las molculas no polares como lasparafinas no se ligarn a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrnendulzar y deshidratar simultneamente el gas. Las mallas moleculares estn disponibles envarios tamaos y se puede tener una malla molecular que solo permita el paso de molculas

de H2S y H2O pero no el paso de molculas grandes como hidrocarburos parafnicos oaromticos. Sin embargo el CO2 es una molcula de tamao similar a las de H2S y agua yaunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por las molculas de H2S y agua,aunque en pequeas cantidades, y bloquear los poros. El principal problema con el CO2 esque al quedar atrapado reduce los espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallaspara retener H2S y agua.

Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es comnpresiones de unas 450 Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas dulce caliente a

temperaturas entre 300 y 400 F. No sufren degradacin qumica y se pueden regenerarindefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de no daarlas mecnicamente puesesto afecta la estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho.. La principalcausa de dao mecnico son los cambios bruscos de presin o temperatura cuando se pasala contactora de operacin a regeneracin o viceversa.

El uso de mallas moleculares en endulzamiento est limitado a volmenes pequeosde gas y presiones de operacin moderadas; debido a esto su uso es limitado en procesos deendulzamiento. Se usan generalmente para mejorar el endulzamiento o deshidratacinrealizado con otros procesos o para deshidratacin de gases dulces cuando se exigen nivelesmuy bajos de agua, por ejemplo gas para procesos crignicos.


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Ventajas.

Son econmicamente 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 simultneamente.

Desventajas.

El gas que sale de la regeneracin en algunos casos no se puede mezclar con los gases decombustin del proceso de incineracin.

Se puede formar COS en la malla molecular por reaccin entre el CO2 y el H2S y por lotanto en el proceso de regeneracin se va a obtener un gas de salida que no estaba presenteen el gas agrio.

3.7. Seleccin del proceso

Cada uno de los tratamientos de endulzamiento tiene sus ventajas relativas a los otros paraciertas aplicaciones; sin embargo, en la seleccin del proceso apropiado se debenconsiderar los siguientes factores:

1. El tipo de contaminantes cidos presentes en la corriente de gas.

2. Las concentraciones de cada contaminante y grado de remocin deseada.

3. El volumen de gas para ser tratado y la temperatura y presin en la cual el gas est

disponible.

4. La viabilidad de recuperacin del azufre elemental.

5. La remocin selectiva de uno o ms de los contaminantes sin remover los otros.

6. La presencia y cantidad de hidrocarburos parafnicos pesados y aromticos en el gas.


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3.8. Avances tecnolgicos en el Tratamiento del Gas

Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequeos, yacimientos muy aisladoso yacimientos de gas de muy baja calidad por el alto contenido de contaminantes queactualmente no se pueden integrar a las reservas disponibles de gas porque por los altoscostos de produccin, incluyendo los costos de procesamiento del gas para llevarlo a lascondiciones de calidad exigidos, no los hacen econmicamente viables. Una forma dehacerlos viables econmicamente sera si se tuvieran mecanismos de procesamiento mseconmicos, menos costosos y ms eficientes.

Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigacin 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 investigacin y desarrollo para desarrollar nuevos equipos,materiales y procesos que permitan tener tecnologas de procesamiento del gas que haganexplotables yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.

Otra de las razones que motivan investigacin en el rea de tratamiento del gas sonlas regulaciones ambientales para las emisiones de compuestos orgnicos voltiles (VOC)especialmente en los procesos de regeneracin de los materiales usados para deshidratacin

y endulzamiento del gas, y para la disposicin final del azufre obtenido en la remocin delsulfuro de hidrgeno.

En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes como losactuales o ms, pero ms integrados y compactos que ocupen menos espacio y seantransportables fcilmente para poderlos utilizar en plataformas o en yacimientos de difcilacceso.

En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposicin materiales menoscostosos, ms eficientes y ms amistosos con el medio ambiente.

Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener procesoseficientes, econmicos, de fcil operacin, que requieran equipos sencillos y en menorcantidad.

Dentro de los desarrollos tecnolgicos en la industria del procesamiento del gas sepueden mencionar los siguientes: Uso de membranas para endulzamiento del gas. Remocin del H2S usando inyeccin directa de barredores de H2S a la tubera. Uso denuevos materiales como la N Formil Morfolina (NFM) en procesos de endulzamiento


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3.8.1. Uso de membranas de filtracin selectiva en el tratamiento del gas

Una tecnologa que parece promisoria en eltratamiento del gas es el uso de membranasselectivamente no porosas para separar loscomponentes hidrocarburos de los no hidrocarburosa nivel molecular. Tales procesos son msconfiables que otros a base de solventes qumicos ycon altos costos de mantenimiento y dependennicamente de la naturaleza del material de lamembrana. Estas caractersticas hacen que las membranas sean ideales para aplicaciones ensitios remotos o para tratar volmenes bajos de gas.

La tecnologa de membrana est emergiendorpidamente en la industria del petrleo para uso en eltratamiento de gases de produccin. La filtracinselectiva consiste en que una membrana polimrica seusa para separar compuestos gaseosos como CO2, H2S yagua de un gas natural cuando se somete a una presindiferencial.

3.8.2. Barredores de H2SLos mtodos tradicionales para remover H2S han sido el uso de soluciones de

etanolaminas y el mtodo del hierro esponja, en su orden de importancia. Ambos procesosconstan de una etapa de operacin y una etapa de regeneracin, lo cual implica el uso deequipos mltiples, al menos una torre contactora, una regeneradora y equipo accesorio, ydemanda apreciable de espacio; adems en los procesos de regeneracin se presenta laformacin de productos altamente contaminantes cuya disposicin final incrementa anms los costos de tratamiento. El proceso de las etanolaminas no es econmicamente viableen el

tratamiento de gas natural.pdf

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