UNIVERSIDAD DE ORIENTE.UNIVERSIDAD DE ORIENTE.NÚCLEO MONAGASNÚCLEO MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO.ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO.MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA.MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA.

Curso Gasotecnia (063-3423) Unidad I

Dr. Fernando Pino MoralesEscuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS

Dirección Habitacional:Conjunto Residencias Plaza Guiaca Torre I Apto 3-4 TipuroTeléfono Casa 0291-5111347Teléfono Casa 0291 -3146534Celular 0416-3967928Correo electrónico: fpino@cantv.net

fpino44@hotmail.com

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Programa de la Unidad

Unidad I: Introducción, definición de Gas Natural. Clasificación y composición del Gas Natural. Uso industrial y doméstico del Gas Natural .Producción de gas natural en Venezuela. Tratamientos del Gas Natural. Proceso de endulzamiento del gas natural. Endulzamiento por absorción, adsorción, tamices moleculares y Membranas. Corrosión por Dióxido de Carbono o corrosión Dulce; Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno o corrosión ácida. Corrosión Combinada. Diseño de un sistema de endulzamiento. Proceso de Deshidratación del Gas Natural. Deshidratación con Glicoles, deshidratación directa, deshidratación con tamices moleculares y membranas. Resolución de problemas tipos:

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Índice Página

Portada 01Programa Unidad 02Índice 03Caracterización del Gas Natural 08Orígenes de los Hidrocarburos 09Trampas de Hidrocarburos 09Trampas Estructurales 09Trampas Estratigráficas 09Trampas Mixtas 09Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos 10Yacimientos de Petróleo 10Yacimientos de Gas- Petróleo 10Yacimientos de Condensado 10Yacimientos de Gas Seco 10La Historia del Gas Natural en Venezuela 11Composición del Gas Natural 11Clasificación del Gas Natural en Relación a los Cambios Orgánicos 11Composición Básica del Gas Natural 12Composición Real de un Yacimiento 13Impurezas del Gas Natural 13Clasificación del Gas Natural En función de la Composición 14Gas Ácido 14Gas Dulce 15Gas pobre o Gas Seco 15Gas Rico o Gas Húmedo 15Gas condensado 15Gas asociado 16Gas no asociado 16Gas Hidratado 16Gas Anhidro 16Utilidad Industrial del Gas Natural 16Fabricación de Cerámicas 16Industria del Vidrio 16Industria Textil 17Industria Química 17Industria del Cemento 17Nuevas Tecnologías de Gas Natural 18Subproductos del Gas Natural 19Gas Natural Licuado (GNL) 19Líquidos del Gas Natural (LGN) 19La Gasolina Natural (GN) 20Determinación del Octanaje de la Gasolina 21Procesos Para el Mejoramiento de la Gasolina 21Procesos Para Mejorar la Gasolina Natural 23Gasolina Comercial 23

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Presión de Vapor Reid 24Tapón de Vapor 24La Volatilidad 25Presión de Vapor 26Determinación de la Presión de Vapor 28Ecuación de Clausius- Clapeyron 28Ecuación de Antoine 29Aparición de la Gasolina sin Plomo 29Otros Componentes del Gas Natural 29Gas Natural Comprimido (GNC) 29Gas Transformado a Líquido (GTL) 30Utilización de los Líquidos del Gas Natural 30Gas Licuado de Petróleo (GLP) 31El- Gas Natural para Vehículos (GNV) 32Ventajas de la Utilización del Gas Natural 34Desventajas en la utilización del GNV 35Industrialización y Tratamiento de Gas Natural 36Procesamiento de Gas Natural 37La obtención del Gas Natural 38Tratamiento 38Compresión 38Transporte de Gas 38Almacenaje 38Regulación de Presiones 38La Distribución 38La Medición 39Utilización 39Fuente de reinyección 39Combustible para uso industrial, comercial y doméstico 39Insumo para procesos 39Materia prima para procesos petroquímicos 39Producción del Gas Natural en Venezuela 41Contaminantes del Gas Natural 41Los Mercaptanos 42Consecuencia de la Presencia De Gases Ácidos 42Tratamientos de Gas Natural 43Proceso de Endulzamiento del Gas Natural 43Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción 44Endulzamiento del Gas Natural a través de la Absorción de Gases 44Proceso de Absorción con Solventes Químicos 44Endulzamiento de Gas Natural con Aminas 45Tipos de Aminas utilizadas en el Endulzamiento de Gas Natural 46Descripción del Proceso del Absorción con Aminas 46Absorción de Gases Ácidos 46Regeneración de la Solución Absorbente 46

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Torre Absorbedora de gases ácidos 47Separador de gas combustible 47Generador de la DEA 47La Monoetanolamina (MEA) 48La Dietanolamina (DEA) 49La Metildietanolamina (MDEA) 50La Trietanolamina (TEA) 50Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K2C03) en caliente 50Proceso de Endulzamiento y Recuperación de Azufre (S) 51Componentes Utilizados en el Endulzamiento del Gas Natural con Aminas 51Un separador de entrada 51El absorbedor o contactor 51Tanque de Venteo 53Intercambiador de Calor Amina- Amina 53Regenerador 53Tanque de Abastecimiento 53Bomba de la Solución Pobre 54Recuperador o Reconcentrador 54Regenerador 54Filtros 54Enfriador de la Solución Pobre 54Proceso de Absorción con Solventes Físicos 54Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos 55Proceso de Endulzamiento por Adsorción 55Procesos de Endulzamiento por Conversión Directa 56Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares 56Proceso de Endulzamiento por Membranas 57Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno 57Consecuencia de no Endulzar 57Regulaciones de Contaminantes en el Ambiente 57Tipo y Concentración de las Impurezas en el Gas Ácido a Remover 57Tipo y Composición de las Impurezas del Gas a Tratar 58Especificaciones del Gas Residual 58Temperatura y Presión del Gas Ácido y del Endulzado 58Factores Involucrados en la Selección de un Método de Endulzamiento 58Diseño de Sistemas de Enduzalmiento con el Solvente MEA 58Condiciones de alimentación 59Gas Ácido que Debe de Ser Removido 60Tasa de circulación de la MEA 60Corrosión por Presencia de Gases Ácidos 61Corrosión dulce o corrosión por Dióxido de Carbono 61Tipos de Corrosión por CO2 63Factores que influyen en el Proceso de corrosión por CO2 64Corrosión Ácida o Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno (H2S) 65Corrosión bajo tensión 66

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Corrosión por Agrietamiento inducido por hidrógeno 67Corrosión por efecto combinado de CO2 y H2S 68Proceso de Deshidratación del Gas Natural 69Justificación del Proceso de Deshidratación 69Evitar la formación de hidratos 69La Formación de Hidratos en el Gas Natural 70Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de consumo y distribución 71Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos 71Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas 71Determinación de la Cantidad de Agua en el gas 71Parámetros que participan en la Deshidratación del Gas Natural 75Enfriamiento Directo 75Expansión del Gas a una Baja Presión 75Expansión Isentálpica 77Expansión Isentrópica 77Transferencia de Calor 77Conducción de Calor 77Convección de Calor 78La Combinación de Radiación y Absorción 78Reacciones Químicas en el Proceso de Deshidratación de Gas 78Deshidratación por Absorción 78Deshidratación del Gas Natural con Glicoles 79Los factores que influyen en la selección del glicol 80Factores de Deterioro del Glicol 81Pasos de un Proceso de Deshidratación con Glicol En Etilenoglicol 82Principales Equipos de una Planta de Deshidratación 83Deshidratación del Gas Natural por Adsorción 84Adsorción Química 85Adsorción Física 85Materiales Utilizados en la Adsorción de Agua en el Gas Natural 85Tamices Moleculares 85Alúmina Activada 86Silica Gel 86Carbón Activado 86Ejemplo de un Proceso de Deshidratación de Gas Natural Por Adsorción 86Problemas Operaciones en el proceso de Deshidratación del Gas Natural a Través de la Adsorción con Tamices Moleculares 86Componentes Utilizados en un Proceso de Deshidratación del Gas Natural con TEG 87Construcción de la Curva de Equilibrio Líquido (X)- Vapor 91Cálculo del Número de Platos Reales de la Torre de Absorción 91Determinación del Diámetro de la Torre de Absorción 91Cálculo de los Orificios de entrada y salida del Gas en la Torre de Absorción 91Diseño del Regenerador 91

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Principales Equipos Utilizados en una Planta de Deshidratación con Glicoles 92Utilidad de los Diagramas de Fases en el Proceso de Deshidratación del Gas Natural 92Problema de Deshidratación 94

Índice de FIGURAS Página

Figura 1 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural 09Figura 2 Diagrama de Fase para un Equilibrio Líquido- Vapor 27Figura 3 Principales Procesos de Tratamiento del Gas Natural 37Figura 4 Destinos del Natural 37Figura 5 Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción 45Figura 6 Estructura de las Aminas 45Figura 7 Estructura Molecular de la DEA 49Figura 8 Estructura Molecular de la MDEA 50Figura 9 Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Aminas 52Figura 10 Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Amina 55Figura 11 Planta de Endulzamiento con MEA 59Figura 12 Corrosión por Efecto Combinado de y 68Figura 13 Contenido de agua en los hidrocarburos, según Mc Ketta- Webe 72Figura 14 Contenido de agua en C02 saturado en Mezclas de Gas Natural 73Figura 15 Contenido de Agua en el Sulfuro de Hidrógeno 74Figura 16 Unidad de Deshidratación con TEG 82Figura 17 Esquema de la Planta Deshidratadora Orocual 84Figura 18 Unidad de Deshidratación por Adsorción 87Figura 19 Diagrama de Fase TEG-Agua 93

Índice de CUADROS Página

Cuadro 1: Composición y Porcentaje molar de una Mezcla de Gas Natural 12Cuadro 2: Composición Típica de Hidrocarburos 14Cuadro 3 Constantes de R. BukaceK 76

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Caracterización del Gas Natural El gas natural es una mezcla homogénea, en proporciones variables de hidrocarburos parafínicos, denominados Alcanos, los cuales responden a la fórmula . Estos hidrocarburos, tienen por nombre, también Hidrocarburos Saturados .Este esta relacionado con la hibridación . Lo que indica que tiene cuatro (4) orbitales híbridos. Este tipo de hibridación indica que debe de existir un enlace simple entre los carbonos, enlace difícil de romper, es por lo que reciben el nombre de saturados, a diferencia de los Alquenos y Alquinos, que también son parte de los hidrocarburos parafínicos, pero estos son hidrocarburos insaturados, ya que los Alquenos tienen hibridación , que indica que debe de haber un doble enlace entre los carbonos, y los Alquinos tienen hibridación , luego debe de haber un triple enlace entre carbono-carbono, y por lo tanto los alquenos y los alquinos son insaturados.

El gas natural tiene, también cantidades menores de gases inorgánicos, como el Nitrógeno , el Dióxido de Carbono ; Sulfuro de Hidrógeno ; Monóxido de Carbono (C0), Oxígeno , Vapor de Agua , etc. Todos estos componentes son considerados impurezas del gas natural., algunas de estas impurezas causan verdaderos problemas operacionales (corrosión en los equipos).

El componente principal del gas natural es el Metano , cuyo contenido varía generalmente entre 60 y 90 % en volumen (%V/V). Contiene también, Etano

, Propano , Butano y componentes más pesados en proporciones menores y decrecientes: En la figura 1 se muestran los principales componentes del gas natural en la República Bolivariana de Venezuela. En la figura se presentan en la forma de composición molar todos los principales componentes que conforman el gas natural, en la gran mayoría de los yacimientos de gas del país.

En términos generales se puede señalar que el gas natural es una mezcla de hidrocarburos (principalmente metano) que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución con el petróleo, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Puede encontrarse mezclado con algunas impurezas o sustancias que no son hidrocarburos, tales como Ácido Sulfhídrico o Sulfuro de Hidrógeno , además de Nitrógeno y Dióxido de Carbono.Por su origen, el gas natural se clasifica en asociado y no asociado. El gas asociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo del yacimiento. El gas no asociado, por el contrario, es aquel que se encuentra en yacimientos que no contienen crudo, a las condiciones de presión y temperatura originales.En los yacimientos, generalmente, el gas natural asociado se encuentra como gas húmedo ácido, mientras que el no asociado puede hallarse como húmedo ácido, húmedo dulce o seco, aunque la principal diferencia es que el gas asociado tiene que se sometido primeramente al proceso de separación gas petróleo, mientras que el no asociado este proceso no es necesario.

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Figura 1 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural

Orígenes de los Hidrocarburos El gas natural al igual que el petróleo se encuentra acumulado en el subsuelo en estructuras denominadas trampas En la actualidad se presume que el gas natural al igual que el petróleo son el resultado de una serie de procesos químicos y variaciones sufridas por la materia orgánica proveniente de animales y vegetales, la cual ha sufrido la acción de bacterias, elevadas temperaturas y presiones

Trampas de Hidrocarburos Dentro de estas trampas los hidrocarburos están contenidos en una roca porosa, que se denomina roca yacimiento La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo que permite la acumulación del gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural conformado por (pliegues y fallas) o estratigráficos) lentes, acuñamiento de rocas porosas, contra rocas no porosas denominadas sellos. Toda trampa presenta como característica principal una roca de yacimiento, limitada en su tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados escapen. Las trampas de hidrocarburos se clasifican en:

a.-Trampas Estructurales: Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causados por fallas.

b.- Trampas Estratigráficas Son aquellas originadas por cambios laterales y verticales en la porosidad de la roca. Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una roca porosa.

c.- Trampas Mixtas: Son aquellas originadas por una combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas.

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Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos En función de los volúmenes de gas o petróleo que contienen los yacimientos se denominan:

a.- Yacimientos de Petróleo En: estos yacimientos el petróleo es el producto y el gas esta como producto secundario disuelto en cantidades que depende de la presión y la temperatura del yacimiento. Reciben el nombre de Yacimientos Saturados. Esto corresponde, cuando el petróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de temperatura y presión existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la estructura, formando una capa de gas sobre el petróleo.

b.- Yacimientos de Gas- Petróleo: Estos yacimientos corresponden a acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo, representa el. Mecanismo que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos. Cuando baja la presión y el petróleo ya no pueden subir espontáneamente, se puede inyectar gas desde la superficie a la capa de gas, aumentado con ello la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo, siempre y cuando todo el proceso se realice dentro de lo establecido.

c.- Yacimientos de Condensado. Aquí los hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas esta mezclado con otros hidrocarburos líquidos. Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento.

d.- Yacimientos de Gas Seco. En estos yacimientos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en fase gaseosa, y al ser producidos siguen siendo gases, a pesar de los cambios de presión y temperatura. El gas se genera por la acción de un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas esta relacionada con la presión del envase.

Es importante señalar que ni el petróleo ni el gas se consiguen en las capas del subsuelo en forma de lagos, ya que están contenidos en los espacios porosos de ciertas y determinadas rocas. La existencia de estos estratos rocosos de hidrocarburos es escasa y su determinación, es la labor fundamental que desempeñan los geólogos y geofísicos. Ellos deben llegar a la conclusión que hay hidrocarburos en forma suficiente, como para realizar operaciones, para ello son necesarias las siguientes condiciones para que se encuentre una acumulación de gas o petróleo, que son:

Roca Madre (este es el material donde se forman los hidrocarburos), son los depósitos donde se acumularan los hidrocarburos, y donde pueden ser posteriormente extraídos del subsuelo.

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Migración (es el movimiento de hidrocarburos de la roca madre a la roca recipiente, siguiendo vías de porosidad y permeabilidad que permitan su movimiento),

Sincronización Geológica (permiten que exista la trampa para el momento en que ocurra la migración.

La Historia del Gas Natural en Venezuela La historia de este fluido es la historia de un esfuerzo por lograr que este hidrocarburo sea de un uso racional. La producción de gas natural se viene registrando desde 1918, en ese año se produjo una cantidad promedio de 8500 (m3/día), producción que ocurrió en la Jurisdicción de Maracaibo. Hasta 1932 todo el gas producido se arrojaba a la atmósfera, ya que no había justificación económica para su procesamiento y venta. Fue en 1932, cuando se comenzó a utilizar el gas, como materia prima de inyección en los yacimientos de Quiriquiri en el Estado Monagas. En la actualidad el gas natural ha logrado insertarse en el mercado energético nacional, lo cual se debe fundamentalmente al impulso de las industrias para generar electricidad, y también el desarrollo de la industria petroquímica. Lo actual es que sé esta estableciendo en todo el país una red de mercadeo para lograr que el gas natural sea consumido en el ámbito doméstico. Recientemente se comenzó a promover el uso del gas. Natural como combustible para vehículos automotores, que se denomina gas natural para vehículos (GNV). Los principales centros de explotación de gas natural en Venezuela se encuentran distribuidos en tres Cuencas Sedimentarias, que son: Maracaibo- Falcón; Barinas- Apure y Oriente- Margarita

Composición del Gas Natural El gas natural se encuentra en los yacimientos acompañados de otros hidrocarburos, que se aprovechan en los procesos de extracción y el procesamiento de los productos principales. En vista, de esto es que dependiendo de que productos le acompañen, se le denomina gas seco o gas húmedo. Si el gas que predomina es el metano (CH4), el cual pertenece a la serie parafínica, en donde los átomos de carbono y de hidrógeno se unen para formar cadenas sencillas, que se simbolizan como . Los hidrocarburos que responden a esta fórmula se denominan Hidrocarburos Saturados Normales.

El primer compuesto de esta serie es el Metano, cuya fórmula química es (CH4), pero en forma práctica se simbolizara simplemente como (C1), simbología que se utilizará con todos los hidrocarburos que conforman la serie parafínica. Luego el siguiente Hidrocarburo es el Etano cuya fórmula química es (CH3CH2), será simplemente (C2). A continuación viene el Propano (CH3CH2CH4) (C3). Si el gas que sale del yacimiento contiene, también Butano (CH3CH2CH2CH3) (C4) o fracciones más pesadas en cantidades suficiente, será un gas húmedo.

Clasificación del Gas Natural en Relación a los Cambios Orgánicos: Esta clasificación se debe a los cambios orgánicos que tienen lugar en los yacimientos y que dan como resultado otros derivados líquidos, con niveles de ebullición tan altos como el de la gasolina y una clasificación bien elevada de gases, para ser

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utilizados tanto en la industria, como en forma doméstica. La definición, tiene su importancia en el hecho, que se permite determinar si el yacimiento encontrado será de gas seco o húmedo. Para determinarlo solo bastaría con conocer el contenido de los principales componentes, que conforman el yacimiento, desde luego poder definir un yacimiento en una forma no tan complicada es de importancia para definir su futuro tratamiento.

Composición Básica del Gas Natural: La composición básica del gas natural indica que es una mezcla de hidrocarburos constituido principalmente por metano (CH4), que se encuentra en yacimientos en solución o en fase gaseosa con el petróleo crudo, que en este caso se denomina gas asociado, o bien, en yacimientos que no contienen petróleo, que en este caso es gas no asociado. Se considera que el gas natural es uno de los combustibles más limpios, que produce principalmente C02 en forma de gas y vapor de agua y pequeñas cantidades de óxidos de nitrógeno cuando se quema.. En el cuadro 1 se indica la composición y porcentajes molares que puede tener una muestra de Gas natural

Cuadro 1: Composición y Porcentaje molar de una Mezcla de Gas Natural

Componente Fórmula Química Estado Físico Composición %Metano (C1) CH4 Gaseoso 55,00-98,00Etano (C2) C2H6 Gaseoso 0,10-20,00Propano (C3) C3H8 Gaseoso 0,05-12,00n-Butano (nC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80IsoButano (iC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80n-Pentano (nC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80i-Pentano (iC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80n-Hexano (nC6) C6H14 Líquido 0,01-0,50n-Heptano (nC7) C7H14 Líquido 0,01-0,40Nitrógeno N2 Gaseoso 0,10-5,00Dióxido Carbónico C02 Gaseoso 0,20-30,00Oxígeno 02 Gaseoso 0,09-30,00Sulfuro de Hidróg H2S Gaseoso Trazas-28,00Helio He Gaseoso Trazas-4,00

En el cuadro 1 se observa que el componente principal es el metano. Los otros hidrocarburos, tanto gaseosos, como líquidos se consideran acompañantes. Sin embargo, por medio del porcentaje real del análisis de la muestra del gas se podrá calcular la cantidad de líquidos susceptibles de extracción y las posibilidades de comercialización La presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S) que es un gas muy tóxico incluso en cantidades pequeñas puede causar severas irritaciones a la vista y hasta la muerte. Luego, cuando hay que manejar operaciones, donde exista este gas se deben tomar las precauciones y medidas de seguridad correspondientes. El sulfuro de hidrógeno, junto al dióxido carbónico le confiere las propiedades ácidas al gas natural, y en muchos casos hay que tratar el gas natural, a través del proceso de endulzamiento para eliminar estos componentes.

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El gas natural puede contener pequeñas cantidades de helio (He), el cual, por su incombustibilidad, es de mucha utilidad en la aeronáutica para llenar globos aerostáticos En algunos yacimientos de gas natural se determina que contiene pequeños porcentajes de hidrocarburos, pero contiene hasta un 90% de C02, gas que tiene una gran utilidad en la fabricación de bebidas gaseosas, en la industria química y en otras aplicaciones industriales, y se le denomina” hielo seco”. Pero, en términos generales se puede señalar que la composición del gas natural esta dominada por hidrocarburos de la serie parafínica.

Composición Real de un Yacimiento: La composición real de una determinada mezcla de gas natural se obtiene y aprecia por medio del análisis cualitativos y cuantitativos. Estos análisis enumeran los componentes presentes y el porcentaje de cada componente en la composición total Además de los hidrocarburos presentes, por análisis se detecta la presencia de otras sustancias que merecen atención, debido a que pueden ocasionar trastornos en las operaciones de manejo, tratamiento y procesamiento industrial del gas natural El gas natural, tiene también una serie de contaminantes. Que pueden tener una alta incidencia en el tratamiento del gas. En vista que si estas impurezas están en cantidades altas, provocan que el gas tenga que ser tratado en procesos especiales a adecuados, con el principal objetivo de disminuir la concentración de las sustancias contaminantes, y que el gas se encuentre dentro de la Norma, los contaminantes del gas natural son:

Impurezas del Gas Natural Las principales impurezas son:

a.- Sulfuro de Hidrógeno (H2S) b.- Monóxido de Carbono (C0)c.- Dióxido de Carbono (C02) d.- Sulfuro de Carbonilo (C0S)e.- Disulfuro de Carbono (CS2) f.- Mercaptanos (RSH)g.- Nitrógeno (N2) h.- Agua (H20)i.- Oxígeno (02) j.- Mercurio (Hg)

En forma global los yacimientos se pueden clasificar sobre la base de la mezcla de hidrocarburos que contienen, mezcla que fácilmente se puede obtener a través de los análisis cromatográficos, y una vez obtenida la composición de la mezcla, se puede realizar la clasificación de los yacimientos, prácticamente con una alta precisión y exactitud. En relación a ello, existen Yacimientos de Gas, los cuales a su vez se clasifican en (Gas Seco o Gas Pobre, Gas Húmedo o Gas Rico y Gas Condensado). Los términos gas pobre y gas rico se utilizan para indicar la cantidad de hidrocarburos líquidos que pueden producir. Luego se supone que un gas pobre, produce muy poco o nada de hidrocarburos líquidos, mientras que los yacimientos de gas rico producen mayores cantidades de hidrocarburos líquidos, y por lo tanto pueden ser explotados, para producir líquidos. También se tiene. Yacimientos de Petróleo, estos su vez se clasifican en Petróleo de Alta Volatilidad que son Cuasicrítico, y Petróleo de Baja Volatilidad, que son (Petróleo Negro). Este grupo sé subclasifica en (Livianos; Medianos, Pesados y Extrapesado).La Composición Típica de la mezcla proveniente de los Yacimientos de Hidrocarburos se muestra en el cuadro 2:

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Cuadro 2: Composición Típica de Hidrocarburos

Componente Gas Seco Gas Húm Gas Cond Petróleo Vol Petróleo NC1 96,00 90,00 75,00 60,00 48,83C2 2,00 3,00 7,00 8,00 2,75C3 1,00 2,00 4,50 4,00 1,93nC4-iC4 0,50 2,00 3,00 4,00 1,60nC5-iC5 0,50 1,00 2,00 3,00 1,15C6 ------- 0,50 2,50 4,00 1,59C7

+ ------- 1,50 6,00 17,00 42,15MC7

+ -------- 115 125 180 225

Clasificación del Gas Natural En función de la Composición; Siendo la composición del gas natural un parámetro de gran importancia, se utiliza para la clasificación del mismo y quedan:

a.- Gas Ácido. Este en un gas .cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor que 0,25 granos por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora(> de 0,25 granos/100 PCNH). En este caso las condiciones normales están en el Sistema Británico de Unidades La cantidad señala equivale a cuatro partes por millón, en base al volumen (4 ppm,V de H2S. En el Sistema Británico de Unidades este significa, que hay 4 lbmol de H2S/1x106 lbmol de mezcla. La GPSA, define a un gas ácido como aquel que posee más de 1,0 grano/100 PCN o 16 ppm,V de Sulfuro de Hidrógeno (H2S).

Si el gas esta destinado para ser utilizado como combustible para rehervidores, calentadores de fuego directo o para motores de compresores puede aceptarse hasta 10 granos de H2S/100 PCN. La norma 2.184 válida para tuberías de gas, define a un gas ácido como aquel que contiene más de 1 grano de H2S/100 PCN de gas, lo cual equivale a 16 ppm,V de (H2S).

Otros Gases de Reacción Ácida: Existen también otros gases de naturaleza ácida, como son por ejemplo:

1.- El Sulfuro de Carbonilo (C0S). Este es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico, que se descompone en (H2S +C02)

2.- Los Mercaptanos, los cuales se pueden representar a través de la siguiente fórmula (RSH), son compuestos inestables y de alto grado de corrosión, en muchos casos reaccionan con algunos solventes, descomponiéndolos

3.- Disulfuro de Carbono (CS2). Este componente sin tomar en cuenta que participa en las reacciones de corrosión es también altamente tóxico para los. seres humanos, como es también altamente nocivo para el medio ambiente, por lo que hay extremar las precauciones cuando se trabaja con este componente, ya que puede causar graves problemas de salud, y/o ambiental.

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En términos generales, se considera que un gas es apto para ser transportado por tuberías, cuando contiene 4 ppm,V¿ de, H2S; de 3% de C02.y 6 a 7 lb de agua por millones de pies cúbicos normales de gas (MM de PCN de gas).

b.- Gas Dulce Este es un gas que contiene cantidades de Sulfuro de Hidrógeno (H2S), menores a cuatro (4) partes por millón en base a volumen (4 ppm, V) y menos de 3% en base molar de Dióxido de Carbono (C02).

c.- Gas pobre o Gas seco.Este es un gas natural del cual se han separado el GLP (gases licuados del petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, esta constituido fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a los yacimientos, o se usa en la generación de hidrógeno (H2). La composición fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su composición se puede utilizar directamente como Combustible, para lo cual es necesario mantener una presión de yacimiento, parámetro que varíen de acuerdo a la localización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie, y la producción de líquidos solo se alcanza a temperaturas criogénicas.

d.- Gas Rico o Gas Húmedo. Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de hasta 3 GPM (galones por mil pies cúbicos normales de gas) No existe ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. En los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de componentes intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de hidrocarburos líquido del orden de 10 a 20 BN / MM PCN. Este parámetro llamado riqueza líquida es de gran importancia, para la comercialización del gas natural, ya que los líquidos producidos son de poder de comercialización

e.- Gas condensado: Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El contenido de metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados (C7

+) alcanza valores mayores a 12,5% (< 12,5%). La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, proceso que en la mayoría de los casos puede representar algún problema en la comercialización de estos yacimientos. En vista que los primeros hidrocarburos que se quedan, son los más pesados. Lo que significa que el fluido que alcanza la superficie lo hace sin, una gran cantidad de los elementos pesados. Además, por el hecho que los hidrocarburos pesados se acumulen en la formación obstaculizan el libre desplazamiento del fluido, en su viaje hacia la superficie. En su camino al tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura penetrando rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie con características bien específicas, las cuales permiten en tratamiento del fluido. Existir lugares en la República Bolivariana de Venezuela, como es el Caso de Anaco, donde existen una gran cantidad de estos yacimientos.

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f.- Gas asociado. Este es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto con el petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del 90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se considera que en los yacimientos se forman capas de gas.

g.- Gas no asociado Este es un gas que solo esta unido con agua en yacimientos de gas seco. En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual no es superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquido por millón de pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). El gas esta compuesto principalmente por metano (C1), compuesto que alcanza una concentración porcentual mayor a 90%, con pequeñas cantidades de pentanos y compuestos más pesados (C5

+ 1%. La obtención de líquidos del gas producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas.

h.- Gas Hidratado: Este es un gas que tiene más de siete libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas ( , lo que indica que el gas deberá de ser sometido al proceso de deshidratación, para poder comercializarlo.

i.- Gas Anhidro: Este es un gas que no tiene menos cantidad de vapor de agua, que la clasificación de gas hidratado.

Utilidad del Gas Natural: El gas natural sirve como combustible para usos doméstico, industriales y para la generación de energía termoeléctrica. En el área industrial es la materia prima para el sector de la petroquímica. A partir del gas natural se obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es la materia prima de los plásticos. En términos generales se puede asegurar que la utilidad del gas natural es múltiple, aunque una de las primeras aplicaciones fue la producción de vapor sustituyendo o complementando en instalaciones mixtas, la acción de los combustibles sólidos o líquidos. La principal utilidad industrial del gas natural se puede resumir en:

a.- Fabricación de Cerámicas. Aquí la utilización del gas natural se sustenta, en que el gas natura tiene un menor contenido de contaminantes. Además el poder calorífico de los combustibles gaseosos, hace que sea posible efectuar el calentamiento directo al producto, lo que permite obtener un grado de combustión elevado y construir hornos más pequeños, para llevar a cabo el proceso.

b.- Industria del Vidrio: Las operaciones térmicas de la industria del vidrio se clasifican en dos grupos de naturaleza esencialmente distinta, uno de ellos es la utilización del .gas natural, utilización que se realiza fundamentalmente en la creación de energía térmica, lo que le confiere una gran utilidad al gas natural, ya que esta utilizando una energía limpia y de alto poder calorífico, que fácilmente se puede demostrar su bajo impacto ambiental.

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c.- Industria Textil: Se utiliza al gas natural para el acabado de las fibras, este proceso requiere mantener una presión constante del gas natural.

d.- Industria Química. Se considera que una de las materias primas básicas para La síntesis química industrial más importante es el gas natural

e.- Industria del Cemento: Se consume una considerable cantidad de energía térmica en el proceso de producción del cemento, la cual puede ser satisfecha por el gas natural

En todos los sectores del mercado energético y en casi todos los usos finales, el gas natural compite con otros combustibles y formas de energía. En la actualidad, el gas natural representa el 20% de la demanda de energía primaria de la Unión Europea siendo estos porcentajes del 19% en el caso del carbón y del 45% del petróleo. Las reservas probadas de gas natural son abundantes y han crecido acompasadamente en las últimas décadas. A pesar de haberse más que doblado el consumo de gas natural, sus reservas probadas han crecido considerablemente más rápido que su consumo, ya que se efectúan nuevos hallazgos continuamente y se elevan las reservas de los yacimientos existentes por las mejoras en las técnicas de producción.

Las reservas totales probadas de gas natural en el mundo cubrirían la demanda de más de 60 años a los niveles actuales de consumo. Los expertos estiman que las reservas totales de gas natural son varias veces mayores que las probadas, lo que prolonga el tiempo de vida previsto para sus reservas y asegura que el gas natural puede actuar como una energía puente hacia otro sistema energético en un futuro lejano.

Se puede asegurar que el gas natural tiene una serie de ventajas sobre otros combustibles, debido fundamentalmente a su seguridad y baja contaminación ambiental, en vista que el gas natural tiene un rango de inflamabilidad muy limitado, en concentraciones en el aire por debajo del 4 por ciento y por arriba de aproximadamente el 14 % no se encenderá el gas natural. Además la temperatura de ignición es alta y el rango de inflamabilidad limitado reduce la posibilidad de un incendio o explosión accidental Debido a que el gas natural no tiene un olor propio, se agregan odorantes químicos, en este caso (Mercaptanos) para que pueda detectarse en caso de fuga. Algunas tuberías, sobre todo las que no tengan cierta flexibilidad, podrían fracturarse, sin embargo, cerrando las válvulas y el suministro de gas, pueden iniciarse las labores de reparación y rescate casi inmediatamente debido a que, al ser más ligero que el aire se disipa rápidamente en la atmósfera. Considerando las propiedades físico-químicas del gas natural, las ventajas más importantes en cuanto a su uso son las siguientes:

a.- Es un combustible relativamente barato;

b.- presenta una combustión completa y limpia, la cual prácticamente no emite bióxido de azufre;

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c.- tiene una alta seguridad en la operación, debido a que en caso de fugas, al ser más ligero que el aire, se disipa rápidamente en la atmósfera. Para, ello solo es necesario una buena ventilación, y

d.- promueve una mayor eficiencia térmica en plantas de ciclo combinado para la generación de electricidad

La combustión del gas natural prácticamente no genera emisiones de Bióxido de Azufre , el cual causa la lluvia ácida o partículas que son carcinogénicas de la misma forma, el gas natural emite cantidades muchos menores de Monóxido de Carbono, hidrocarburos reactivos, óxidos de nitrógeno y Bióxido de Carbono, que otros combustibles fósiles. Una manera en la que el gas natural puede contribuir significativamente al mejoramiento de la calidad del aire es en el transporte. Por ejemplo, los vehículos que funcionan con gas natural pueden reducir las emisiones de monóxido de carbono e hidrocarburos reactivos hasta en un 90 por ciento, en comparación con los vehículos que utilizan gasolina. Otra manera de mejorar el medio ambiente es usar más gas natural para la generación de electricidad reemplazando al carbón o petróleo. Producto, que por lo general son de alto riesgo del punto de vista ambiental.

Nuevas Tecnologías de Gas Natural Estas nuevas tecnologías del gas natural permitirán un uso adecuado de este noble fluido, en vista que como sistemas de ciclo combinado de alta eficiencia, aumentan el rendimiento de la energía y simultáneamente reducen la contaminación ambiental, además de su alto contenido calorífico, hacen del gas natural, una forma de energía limpia, y su utilidad puede ser múltiple, esto tiene una gran importancia, para el proceso de Gestión Ambiental. La conveniencia del transporte por medio de gasoductos es su economía y seguridad. Para poder transportarlo por medio de cilindros estos tendrían que tener especificaciones especiales y diferentes a los cilindros que transportan el gas Licuado de Petróleo (GLP), lo que implicaría costos de infraestructura, para poder envasarlos tendría que licuarse lo que alteraría su rango de seguridad, en cuanto a su distribución esta seria por medio de camiones lo que implicaría emisión de contaminantes más el deterioro de las calles y avenidas. Si esto sucede, el gobierno necesariamente deberá gastar una gran cantidad de dinero, en la recuperación de esos fluidos.

En la mayor parte de los casos, en que se utiliza al gas natural, como materia prima, tiene como objetivo de reducir la emisión de contaminantes de los diferentes usos energéticos y procesos van de la mano con el ahorro de energía La promoción del uso racional de la energía y la reducción de la contaminación son considerados de máxima prioridad por las compañías de gas natural. Los ahorros de energía que se obtienen por aplicación de técnicas que utilizan preferentemente el gas natural dan lugar a menor consumo y por consiguiente menor contaminación. La tecnología de la combustión del gas natural ofrece numerosas ventajas medioambientales en todas sus aplicaciones, es por ello que tiene asegurada su utilización.

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El uso de turbinas de gas para mejorar centrales existentes y en nuevas centrales de ciclo combinado permite alcanzar ahorros de energía de entre el 15 y el 40%. La investigación y desarrollo de nuevas tecnologías está abriendo continuamente nuevas fronteras con rendimientos todavía mayores y por consiguiente menos contaminación. Las ventajas de utilizar al gas natural, en estos casos han coincidido con la creciente preocupación sobre el daño ocasionado por la lluvia ácida causada por las emisiones de (SO2 y NOx) y por el papel de las emisiones de CO2 provocadas por el hombre sobre el creciente efecto invernadero. Proceso de alto riesgo para el medio ambiente.

Las pilas de combustible a gas natural constituyen una alternativa prometedora a la generación de energía mecánica basada en la combustión. Las pilas de combustible generan energía eléctrica y calor a partir de gas natural mediante un proceso electroquímico. Se están dedicando recursos de investigación en todo el mundo para el desarrollo de pilas de combustible. Las pilas de combustible que trabajan con gas natural aportan rendimientos más elevados en generación de energía eléctrica y emisiones muy inferiores a las que se dan en los sistemas convencionales de generación de energía eléctrica.

Subproductos del Gas Natural. Los principales subproductos son:

a.- Gas Natural Licuado (GNL) El gas natural que se obtiene principalmente en los separadores y en el proceso de extracción de los líquidos del gas natural, esta constituido principalmente por Metano, con proporciones variables de otros hidrocarburos y de contaminantes diversos El (GNL) es un gas residual formado principalmente por Metano (C1) líquido. El proceso se logra a una temperatura de (–260F). Bajo estas condiciones el Metano ocupa un volumen 600 veces menor que el que ocuparía en estado gaseoso, lo cual permite su transporte en barcos especialmente acondicionados denominados “metaneros”: Dado lo variable de la magnitud de las inversiones requeridas en el campo del (LGN) y de las diferentes tecnologías de producción de subproducto. La gama de oportunidades para la producción de Gas Natural Licuado (GNL) es amplia y ofrece indudables atractivos económicos y tecnológicos.

b.- Líquidos del Gas Natural (LGN) Estos compuestos son hidrocarburos con enlace simple de carbono, los cuales bien sea por la alta presión o baja temperatura, pueden ser mantenidos en estado líquido. Esta característica permite que sean almacenados y transportados de manera fácil y eficiente. Asimismo su capacidad como fuente de energía o de insumo como materia prima para la obtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos del Gas Natural (LGN) tengan una alta cotización del mercado nacional e internacional. Se consideran que en los (LGN), se encuentran presentes los compuestas Etano: (C2), Propano (C3) y Butanos (C4), los cuales son gas en condiciones atmosféricas. También se encuentran presente el Pentano (C5), Gasolina Natural, Residual y el Pentano y compuestos más pesados (C5

+), el cual es un líquido en condiciones atmosféricas, por lo que permite su transporte en forma líquida, y ser utilizado en su forma gaseosa, uno de los productos es:

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La Gasolina Natural (GN). Este es un producto de bajo peso específico, separado del gas húmedo en forma de vapor; condensado. La gasolina natural se obtiene por absorción con carbón vegetal, compresión y absorción en un aceite mineral se puede llegar a recuperar 700 litros de gasolina natural, por cada 1000 metros cúbicos de gas natural procesados (700 L/1000 m3). La GN es en general un compuesto constituido por una mezcla de hidrocarburos de composición desde el Pentano (C5) hasta el Heptanos y compuestos más pesados (C7

+), estos permanecen en estado líquido a presión y temperatura atmosférica. En general se puede señalar que la gasolina natural es una mezcla de hidrocarburos líquidos conformada por compuesto que contienen entre cinco y nueve carbonos, se produce a través de varios procesos de destilación fraccionada del petróleo, la condensación o la adsorción de gas natural, la descomposición térmica o catalítica del petróleo o sus fracciones, la hidrogenación del gasógeno o carbón, o a través de la polimerización de hidrocarburos de bajo peso molecular.

Cuando la gasolina se produce a través de la destilación directa del crudo petrolero, se habla de gasolina de destilación, la cual se destila normalmente de forma continua en una torre de fraccionamiento que separa las partes del petróleo que se mezclan para obtener gasolina. Los compuestos de petróleo que se utilizan para producir gasolina hierven y destilan en una gama de temperatura que oscila entre los 38 y los 250 C, rango de temperatura que dependerá del tipo de crudo que se este utilizando, según sea, desde luego el tipo de crudo, será también la cantidad de gasolina producida, durante el proceso. La gasolina de destilación constituye en la actualidad, solo una pequeña parte de los derivados del petróleo, dado que se obtiene mejores resultados, con la utilización de otros productos, como por ejemplo existen gases naturales, que contienen un porcentaje de gasolina natural, que puede recuperarse mediante la condensación y adsorción, en este caso para la obtención de la gasolina es a través de la extracción, para ello se hace pasar el gas a través de una serie de torres que contienen un aceite. El aceite absorbe la gasolina, que se destila posteriormente, en algunos casos se utiliza también la adsorción con alúmina activada.

Al inicio la obtención de gasolina de calidad era cuestión de suerte. La naturaleza proporcionaba los ingredientes necesarios, los cuales casi siempre eran parafinas conformados por hidrocarburos lineales y cíclicos), pero diluidos con otros componentes contenidos en el petróleo crudo. En la actualidad la gasolina es un producto hecho por el hombre, o sea que es sintética. Las principales razones son:

1.- Los crudos tienen un máximo de 25 a 30% de gasolina natural y los índices de octanos alcanzan valores de entre 40 y 60, por lo tanto demasiados bajos para ser utilizados en los motores de combustión interna modernos, desde luego esto es una causal de la estructura molecular de los hidrocarburos que la conforman, que la hacen tener ese comportamiento.

2.-La cantidad de gasolina natural contenida en los crudos es insuficiente, para satisfacer la gran demanda provocada por los cientos de millones de vehículos, que circulan diariamente por las carreteras y calles del mundo

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Estas razones crearon el reto para los científicos, que era ¿Cómo remodelar las moléculas para producir más y mejores gasolinas? Pero había algo importante, a medida que se hacían mejores gasolinas, simultáneamente los diseñadores de automóviles aumentaban la compresión de los motores elevando así su potencia, por lo que era necesario producir una gasolina con un alto octanaje. Lo que la gasolina natural proveniente de la destilación primaria no llena las especificaciones de octanaje requeridas para la combustión interna de los motores de automóviles. Entonces la pregunta es ¿Que hacer para aumentar el índice de octano en la gasolina? Si se sabe que la fracción que contiene de cinco a nueve átomos de carbono en el petróleo crudo es insuficiente para satisfacer las demandas de gasolina

Determinación del Octanaje de la Gasolina La pregunta que se hace es ¿Qué significa el octanaje en una gasolina? La respuesta a esta pregunta se remonta ha más de 50 años atrás, cuando se descubrió que, de todos los compuestos que forman la gasolina, como el Heptano Normal es el que provoca la peor detonación. Por lo tanto se le asignó un valor de cero en la escala correspondiente. Luego se determinó que el compuesto que detonaba menos era de ocho átomos de carbono, formando una cadena ramificada llamada Isooctano

, a este compuesto se le dio un valor de 100, y así nacieron los índices de octano u octanajes de las gasolinas. La determinación de los octanajes en forma práctica de las gasolinas, se realizan con unos aparatos especiales para medir las detonaciones que provocan, las gasolinas utilizadas como combustible El resultado se compara con mezclas de Heptano e Isooctano hasta encontrar aquella mezcla que produzca un efecto semejante. Por ejemplo si una gasolina tiene características detonantes parecidas a las de una mezcla conformada por un 90% de Isooctano y 10% de Heptano normal, entonces se le asigna a esa mezcla un índice de octano de 90.

Se sabe que la gasolina natural proveniente de la destilación primaria no llena las especificaciones de octanaje requeridas por los automóviles? ¿Cómo se consigue aumentar el índice de octano en la gasolina?

Procesos Para el Mejoramiento de la Gasolina. La gran cantidad de crudos petroleros, que se obtienen en los yacimientos y del cual por destilación fraccionada se obtiene la gasolina, sus componentes tienen entre cinco (5) y nueve (9) átomos de Carbono (C). Es posible que hayan en el crudo compuestos que tengan compuestos que contengan, este mismo rango de elementos de carbono, pero sus pero sus moléculas están en forma lineal en vez de ramificada. Entonces, ¿cómo hacer más y mejor gasolina del resto de los hidrocarburos que el crudo? El sentido común indica que si hay moléculas con más átomos de carbono de los que se necesita, hay que romper las cadenas que unen los átomos de carbono para obtener moléculas con menos átomos de carbono, cuyo número de carbono sea de cinco a nueve. Pero si las moléculas tienen menos átomos de carbono de los que lo requerido, entonces es necesario unir dos, tres o más de ellas entre sí, para agrandarlas hasta conseguir el tamaño deseado. Para lograr

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esto, los científicos e ingenieros debieron de trabajar conjuntamente para desarrollar las tecnologías requeridas, lo cual por lo general se hace en las refinerías.

Para dar respuesta de cómo hacer más y mejor gasolina, los métodos de mayor utilidad son los procesos de Desintegración Térmica y Desintegración Catalítica La primera de estas técnicas utiliza básicamente temperatura y presión alta para romper las moléculas. Los hidrocarburos que produce se caracterizan por tener dobles enlaces Carbono-Carbono en sus moléculas, a las cuales se les llama olefinas y son muy reactivas. Cuando tienen de cinco a nueve átomos de carbono y se incorporan a las gasolinas ayudan a subir el índice de octano, pero las olefinas, tienen el inconveniente de ser muy reactivas; al polimerizarse, forman gomas que perjudican los motores. Por lo tanto en las mezclas de gasolinas en donde se usan fracciones con alto contenido de olefinas es necesario agregar aditivos que inhiban la formación de gomas Los procesos de desintegración térmica se usan principalmente para hacer olefinas ligeras. Es decir, como por ejemplo de dos, tres y cuatro carbonos. Cuando en la molécula existe un solo un solo doble enlace entre carbono- carbono, y la molécula esta conformada por cuatro carbonos se da origen al Butadieno.

Las fracciones del petróleo que sirven de materia prima pueden ser desde gasolinas pesadas hasta gasóleos pesados. En estos casos siempre se obtienen también las llamadas gasolinas de desintegración. Los procesos de desintegración catalítica, también usan temperaturas y presión para romper las moléculas, pero son menores que en el caso anterior, ya que aquí entran en función los catalizadores. Los catalizadores, también actúan como "directores" haciendo que las moléculas se rompan de cierta manera; los pedazos se unen y forman un determinado tipo de hidrocarburos. Por, ejemplo, a través de este técnica se permite que el Hexadecano puede romperse para formar un par de moléculas con 8 átomos de carbono cada una Es decir Octano + Octeno)

El Octeno es un hidrocarburo 0lefínico, es decir, que tiene dos átomos de hidrógeno menos que el octano, que es un hidrocarburo parafínico, por el hecho de tener menos hidrógeno tiene diferentes propiedades físicas y químicas. Los procesos de desintegración catalítica para obtener las gasolinas de alto octano usan como carga los gasóleos, o sea la fracción que contienen de 14 a 20 átomos de carbono en sus moléculas. Las gasolinas obtenidas por desintegración catalítica, y en particular las fracciones ligeras, contienen hidrocarburos altamente ramificados, tanto parafínicos como olefínicos Estas ramificaciones en las moléculas contenidas en la fracción de la gasolina le imparten un alto índice de octano Además de la gasolina también se produce bastante gas, como el isobutano (cuatro átomos de carbono ramificados), y una elevada cantidad de etileno, propileno y butenos. Otros combustibles que se forman son el diesel, la Querosina y otros productos más pesados, que también son de utilidad para la industria y sus derivados.

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Las olefinas gaseosas antes mencionadas forman la materia prima para hacer más gasolina. Como tienen dos, tres y cuatro átomos de carbono, está claro que para obtener productos de cinco a nueve carbonos será necesario unir las moléculas. En las refinerías existen dos tipos de procesos para llevar a cabo este tipo de reacciones. Uno es la polimerización. Este proceso también usa catalizadores para la obtención de gasolina. Al combustible que resulta se le llama gasolina polimerizada.

El otro proceso de síntesis que usa los gases de las desintegradoras es el llamado proceso de alquilación. Es una reacción química de una olefina con una parafina ramificada, en presencia de un catalizador. El producto resultante tendrá también ramificaciones; es decir, los carbonos no estarán en una sola línea. En este proceso se hacen reaccionar las olefinas como el etileno, el propileno y los butenos, con el isobutano, que es un hidrocarburo parafínico ramificado con cuatro carbonos en su molécula. Al producto obtenido en el proceso anterior se le llama gasolina alquilada. Su alto índice de octano se debe principalmente a las múltiples ramificaciones de los hidrocarburos que lo forman. Por lo general esta gasolina también se usa para hacer gasavión, que es el combustible que emplean las avionetas que tienen motores de pistón.

Procesos Para Mejorar la Gasolina Natural. Esta está compuesta por el número adecuado de carbonos, pero la forma en que están colocados dentro de la molécula no le confiere un buen octanaje. Para mejorar la calidad de esta gasolina existen dos tipos de procesos en las refinerías, que son la isomerización y la reformación. Ambos requieren catalizadores. En el primer caso los hidrocarburos lineales de los que está compuesta la gasolina natural se ramifican, lo que permite que se incremente su octanaje. Así sucede, por ejemplo, con el Heptano Normal, que tiene siete átomos de carbono formando una cadena lineal, y su índice de octano es de cero. Pero si se isomera, se hace altamente ramificado y se obtiene el Isoheptano, que tiene 110 de octano

El segundo proceso o sea la reformación, no sólo favorece la ramificación de los hidrocarburos como en el caso anterior, sino que también les permite ciclizarse, formando anillos de seis átomos de carbono, y después perder átomos de hidrógeno dando los hidrocarburos cíclicos llamados aromáticos. Estos hidrocarburos aromáticos le imparten un alto índice de octano a la gasolina reformada

Gasolina Comercial: La gasolina que se compra en las gasolineras se hace mezclando gasolina natural con diferentes porcentajes de gasolina proveniente de los procesos de polimerización, alquilación, isomerización, reformación y desintegración. A estas mezclas se les determina su octanaje, y se les agrega una serie de aditivos antes de venderlas al público. En la actualidad se pueden hacer mezclas de gasolinas con índices de octano de hasta de 110. Esto se logra agregando a la mezcla de gasolina un compuesto llamado antidetonantes. El compuesto de este tipo más común es el Tetraetilo de Plomo (TEP), el cual impide que la gasolina "explote" dentro de los cilindros del motor con demasiada rapidez.

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Además permite usar en las mezclas mayor cantidad de gasolina de menor calidad, como es la gasolina natural (40-60 octanos), y alcanzar de todos modos los octanajes requeridos por las gasolinas comerciales.

La cantidad óptima de (TEP) que se usa en las mezclas de gasolinas es de tres mililitros por cada galón .EL (TEP) sube más el octanaje de las mezclas cuando éstas contienen mayor cantidad de hidrocarburos ramificados, por ejemplo las gasolinas de la isomerizadora y los de la alquiladora. Sin embargo, cuando las mezclas tienen un alto contenido de olefinas, como las de la polimerizadora, o tienen demasiados compuestos de azufre, la susceptibilidad al (TEP) disminuye. Las gasolinas con plomo, como se les llama a aquellas que contienen (TEP), resultan más baratas que las que no lo llevan. Esto se debe a que el contenido de gasolina natural es mayor en este caso. Además, tres mililitros por galón de TEP consiguen en algunos casos elevar el octanaje de las gasolinas hasta en 20 octanos.

Por ejemplo si una mezcla de gasolina con un índice de octano de 60, al agregarle el (TEP) puede llegar a tener un octanaje de 80. Si la mezcla original tenía 90 de octano, con el aditivo puede subir hasta 110. El principal problema que se presenta con el uso del (TEP) como antidetonante estriba en el hecho de que el plomo se elimina con los gases de combustión que salen de los automóviles, causando un problema grave de contaminación ambiental debido a su toxicidad.Según el país, se dispone por lo general de dos o tres tipos diferentes de gasolina comercial para cubrir las distintas especificaciones de los vehículos. La calidad de la gasolina se determina a través de la presión de vapor Reid.

Presión de Vapor Reid: Es una medida de la tendencia de los componentes más volátiles a evaporarse. El valor máximo consta de 80 Kpa y evita la formación de bolsas de vapor en el sistema que transporta el combustible impidiendo su flujo normal.

Tapón de Vapor: Es la tendencia que tiene una gasolina de aviación para evaporarse en exceso en las tuberías del sistema de combustible. La formación de burbujas de gas en la gasolina dificultad o hace imposible el funcionamiento normal del motor. Las burbujas ocupan en el sistema de carburación mayor volumen que en estado líquido disminuyendo la cantidad de combustible que pasa al cilindro. La tendencia de un combustible a formar tapones de vapor se relaciona mediante el la Presión de Vapor Reid (PVR). En aviación no solo se controla el valor máximo de vapor reid, sino, también en mínimo. El valor mínimo es 0,38 kg/cm2) a una presión de 5,5 lpca, y se controla para facilitar la puesta en marcha del motor y un periodo de calentamiento corto. Pero más importante aún es el hecho de asegurar que la presión de vapor mínima sea superior a la que pueda existir un vuelo en los depósitos y las tuberías del avión.

En el momento en que la presión en los depósitos sea inferior a la (PVR) la gasolina empieza a evaporarse, con el riesgo de obstaculizar las canalizaciones del sistema de combustible. Una situación de este tipo produce al aumentar la

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altura de vuelo, por el descenso de la presión atmosférica. Si el techo de servicio del avión es alto es necesario presurizar los depósitos de combustible.

El valor máximo de la (PVR) para la gasolina de aviación es 0,5 kg/cm2, que equivale a 7 lpca, para controlar el exceso de volatilidad en las tuberías de combustible. Conviene tener en cuenta lo siguiente:

Aunque la gasolina para aviación se suministra con un valor de PVR mínima en torno a 0,4 kg/cm2, es cierto que la presión de vapor real puede ser menor cuando se transfiere a los depósitos del avión. Basta, para ello que las cisternas que contienen la gasolina hayan estado expuestas al sol, en verano, o que el avión haya permanecido estacionado durante bastante tiempo, con los depósitos vacíos La PVR de la gasolina disminuye cuando el avión con los depósitos llenos, se expone al sol por algún tiempo. Un exceso muy rápido puede vaporizar una gran cantidad de combustible en los depósitos.

La Volatilidad: Es la tendencia que tiene una sustancia para vaporizarse. Puesta que la gasolina es una mezcla de distintas fracciones de hidrocarburos, no se puede hablar de un valor único de volatilidad, sino de porcentajes de gasolina que Se evapora a temperaturas distintas, en términos generales se puede señalar que la volatilidad es la propiedad más importantes de las gasolinas de aviación, es por ello que la puesta en marcha del motor y aceleración dependen de la volatilidad de la gasolina. Los ensayos permiten relacionar el comportamiento del motor con la temperatura de evaporación de la gasolina. Las relaciones más importantes se establecen a través de las curvas de destilación del combustible, la cual señala el porcentaje de combustible que se evapora a temperaturas determinadas. En este sentido son importantes tres valores numéricos. La volatilidad de la gasolina se determina en forma gráfica, donde se tiene los siguientes puntos:

Punto 10%. Se llama así a la zona de la curva de destilación situada entre 0 y el 10%. El porcentaje de gasolina que se evapora a temperatura ambiente es este tramo determina las características de puesta en marcha del motor. Para que el motor tenga fácil arranque y buen proceso inicial de calentamiento s necesario que exista una cantidad suficiente de gasolina vaporizada a temperaturas relativamente bajas. Deben haber pues componentes en la gasolina que pasen a la forma de vapor a temperatura ambiente

Punto 50%: Este punto intermedio relaciona la característica de aceleración del motor a la temperatura normal de trabajo. La buena aceleración del motor precisa suficiente cantidad de gasolina en forma de vapor, pero además es necesario también que la distribución de la misma en el cilindro sea lo más uniforme posible. Esta circunstancia es muy difícil de lograr si la masa principal de la gasolina se evapora tardíamente. La razón es que habría núcleos de combustible en estado líquido, de gran inercia y desigual distribución en la cámara.

Punto 90%. Este punto viene a determinar que la totalidad de la gasolina ha pasado a la fase gaseosa en el cilindro, a una temperatura moderada.

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Las Curvas de Destilación se relacionan con la composición de la gasolina, su volatilidad y su presión de vapor. La curva indica la temperatura a la cual se evapora un porcentaje determinado de gasolina, tomando una muestra de referencia.

Presión de Vapor: Esta es la presión a la cual un líquido hierve. Además para poder entender muchos fenómenos que suceden en la vida diaria hay que conocer lo que es la presión de vapor. Todos los líquidos están constituidos por moléculas, las cuales están en constante movimiento al azar en todas las direcciones. Este movimiento errático, provoca choques entre las moléculas, len estos choques intercambian energía. Este constante choque e intercambio de energía, hace que algunas moléculas puedan alcanzar velocidades, que si están cerca de la superficie puedan saltar del líquido al espacio cerrado exterior como gases.

A este proceso se le llama evaporación, de tal forma que a medida que hayan más moléculas que pasen al estado gaseoso, la presión dentro del espacio cerrado sobre el líquido aumente, este aumento no es definido, y hay un valor de presión para el cual por cada moléculas que lo logra escapar del líquido necesariamente regresa una de las moléculas de las gaseosas, por lo que se establece un equilibrio y la presión no sigue subiendo. Esta presión se conoce como Presión de Vapor Saturado, la cual de pende de dos factores: Naturaleza del líquido y la temperatura

Influencia de la Naturaleza del Líquido El valor de la presión de vapor saturado de un líquido, da una idea clara de su volatilidad, los líquidos mas volátiles tienen una presión de vapor saturado mas alta, por lo que este tipo de líquidos, confinados en un recipiente cerrado, mantendrán a la misma temperatura, un presión mayor que otros menos volátiles. Eso explica porqué, a temperatura ambiente en verano, cuando se destapa un recipiente con gasolina, se nota que hay una presión considerable en el interior, mientras que si el líquido es por ejemplo; agua, cuya presión de vapor saturado es más baja, apenas lo notamos cuando se destapa el recipiente.

Influencia de la Temperatura: La presión de vapor de saturación crece con el aumento de la temperatura, de esta forma si se coloca un líquido poco volátil como el agua en un recipiente y se calienta, se obtendrá el mismo efecto del punto anterior, es decir una presión notable al destaparlo. La relación entre la temperatura y la presión de vapor saturado de las sustancias, no es una línea recta, en otras palabras, si se duplica la temperatura, no necesariamente se duplicará la presión, pero si se cumplirá siempre, que para cada valor de temperatura, habrá un valor fijo de presión de vapor saturado para cada líquido. La explicación de este fenómeno puede se basa en el aumento de energía de la moléculas al calentarse. Cuando un líquido se calienta, estamos suministrándole energía. Esta energía se traduce en aumento de velocidad de las moléculas que lo componen, lo que a su vez significa, que los choques entre ellas serán más frecuentes y violentos, luego la cantidad de moléculas que alcanzan velocidad para pasar a la fase gaseosa será mucho mayor, y será mayor con la presión.

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El efecto de la presión de vapor permite también explicar el punto de ebullición, ya que si para cada valor de temperatura se establece un equilibrio líquido – vapor entre las moléculas que abandonan el líquido desde su superficie como gases y Regresan a el para dar un valor de presión, se cumple de igual modo aunque la naturaleza del gas que esta estableciendo la presión sea otro diferente a los vapores del propio líquido. Si se supone que se tiene un líquido confinado aun recipiente abierto, en este caso sobre el líquido actúa el aire a la presión de la atmósfera , si esta presión es mayor que la presión de vapor saturado del líquido a esa temperatura, la evaporación será muy lenta, y se deberá básicamente, a que siempre en el incesante choque entre las moléculas, de alguna manera esporádica, alcanzará la energía suficiente para pasar al estado gaseoso con la posibilidad de abandonar el recipiente, especialmente si hay alguna corriente de gases que la arrastre.

Si se comienza a incrementar la temperatura del sistema, cada vez será mayor la cantidad de moléculas que lo abandonan y se irá incrementando gradualmente la evaporación. Cuando se alcance una temperatura tal, para la cual, el valor de la presión de vapor saturado del líquido en cuestión, se igual al valor de la presión atmosférica, la evaporación se producirá en toda la masa del líquido, se dice entonces que el líquido entra en ebullición (hierve). El valor de la temperatura para la cual la presión de vapor saturado de un líquido cualquiera alcanza la presión a que esta sometido, se puede deducir fácilmente que el punto de ebullición de un líquido dependerá de la presión a que este sometido y será más baja, para bajas presiones y más alto para el caso contrario. Este fenómeno se aprovecha en forma práctica para muchas aplicaciones., tales como la olla a presión, grandes calderas de vapor, máquinas refrigeradoras, como también la producción de aire líquido. Todo esto se explica en lo que se denomina equilibrio de fases, líquido- vapor, en la figura 2 se presenta una típica situación de un equilibrio de las fases (Líquido - Vapor) de un sistema monocomponente puro

Figura 2 Diagrama de Fase para un Equilibrio Líquido- Vapor

En la figura 2 se tienen varias situaciones, como, por ejemplo:

a.- La curva que termina en el punto (1). Aquí se unen los puntos de presión y temperatura, y es el punto donde pueden coexistir la fase líquida y la fase gaseosa. El punto corresponde al punto crítico del sistema Es decir, el punto de

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máxima temperatura y presión, en donde coexisten en equilibrio el gas y líquido.

b.-La zona de la gráfica identificada como (L), representa el área, donde el componente se encuentra en la fase líquida. Mientras que (G) representa el área, donde el componente se encuentra en fase gaseosa. Tanto en la parte de la gráfica, donde encuentran los puntos (L) y (G). La línea representa una región bifásica en equilibrio. Dentro de la región bifásica, la presión y la temperatura no son independientes, por lo que no puede cambiar sin cambiar la otra también. En la regiones bifásicas el estado del sistema no se puede fijar por la temperatura y presión, sino que queda fijado con el volumen específico ( ) y la presión o la temperatura. Un estado en que comienza a termina un cambio de fase se denomina Estado de Saturación. El término Temperatura de Saturación designa la temperatura a la que el cambio de fase tiene lugar para una presión determinada, llamada presión de saturación a dicha temperatura. Como resulta evidente en un diagrama de fase, para cada presión de saturación hay una única temperatura de saturación, y viceversa.

La curva que termina en punto (1) de la figura representa también la presión de vapor, curva envolvente de los puntos de rocío, curva de saturación y de temperatura de ebullición, curva envolvente de los puntos de burbujeo. En la figura se observa que la presión de vapor aumenta con la temperatura en una forma no lineal. En la literatura de petróleo se habla del gráfico de Cox para obtener la linealidad de la presión de vapor. Existen gráficos, para la presión de vapor de hidrocarburos livianos e hidrocarburos pesados a altas y bajas temperatura. Aunque la presión de vapor, también se puede determinara través de las ecuaciones de. Clausius- Clapeyron y Antoine, que permiten determinar la presión de vapor en forma matemática:

Determinación de la Presión de Vapor: La presión de vapor como parámetro perteneciente a las propiedades coligativas, se puede determinar directamente en forma gráfica o a través de ecuaciones matemáticas, como por ejemplo:

Ecuación de Clausius- Clapeyron. Estos investigadores dedujeron que el logaritmo de la presión de vapor es una función lineal del inverso de temperatura absoluta, esto se expresa a través de la siguiente ecuación:

(1)

Donde: ) es la presión de Vapor a (T y P) absoluta (Sistema Internacional (P = 1 atm y T=298 K) y (PV

1) es la presión de vapor a la temperatura (T1) absoluta, (DHM) es el calor de vaporización molar, (R) es la constante universal de los gases. Para que la ecuación tenga validez se tienen que cumplir las siguientes suposiciones: El vapor se debe comportar como un gas ideal, mientras que el volumen molar del líquido es un valor despreciable en comparación con el

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volumen molar del vapor, el valor del calor de vaporización molar se considera constante e independiente de la temperatura. Existen una serie de métodos válidos para determinar el calor de vaporización, que pueden ser utilizados aquí.

Ecuación de Antoine. La determinación de la presión de vapor a través de la correlación de Antoine es de gran utilidad, y se fundamenta en la ecuación:

(2)

Una de las ventajas de la ecuación es que los valores de las constantes (A, B y C) pueden obtenerse con facilidad para un número grande de especies químicas.

Aparición de la Gasolina sin Plomo: La gasolina sin plomo aparece a principios de la década de 1970, y aparece como resultado de la contaminación ambiental, provocada por la gasolina con plomo. Para disminuir la contaminación ambiental se comenzó a utilizar en algunos países, un catalizador que reducían las emisiones contaminantes, pero el plomo perjudicaba al catalizador, y es por ello que se comenzó a utilizar gasolina sin plomo

Definición de Nafta Las naftas son una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados parcialmente, se obtienen en la parte superior de la torre de destilación atmosférica. Por lo general, las refinerías producen tipos de naftas: liviana y pesada, en las cuales ambas se diferencian por el rango de destilación el cual después es utilizado para la producción de diferentes tipos de gasolinas. Las naftas son altamente inflamables por lo cual su manejo y su almacenamiento requieren de un proceso extremadamente cuidadoso y especial. Las naftas también son utilizadas en los espacios agrícolas como solventes, tienen uso en la industria de pinturas y en la producción de solventes específicos.

Otros Componentes del Gas Natural son: a.- Gas Natural Comprimido (GNC). Este es un gas natural permanente, conformado fundamentalmente por Metano Fue descubierto por Alessandro Volta en el año 1776. Se extrae del subsuelo y representa hoy en día, gracias a la falta de impurezas y residuos de combustión, el combustible ecológico por antonomasia. El gas natural para vehículos automotores se comprime dentro de cilindros de acero especial a una presión de 200 kg/cm2 El GNC no contiene aditivos, no se producen depósitos carbonosos en las cámaras de combustión, ni fenómenos de corrosión. La mezcla con el aire resulta perfecta a todos los niveles de temperatura y la combustión es total. Las características del aceite del motor se mantienen por más tiempo, y esto aporta mayores beneficios a la vida útil del motor. El gas natural comprimido, puede ser de gran utilidad cuando sea difícil el transporte del gas, ya que se puede comprimir y transportar sin mayores dificultades, en vista que su volumen se reduce varias veces.. Las principales ventajas ecológicas del gas natural comprimido son:

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1.- Es menos contaminante que la gasolina

2.- La emisión de Monóxido de Carbono (CO), baja en un 95%

3.- La emisión de hidrocarburos baja en un 80%

4.- La emisión de Óxidos de Nitrógeno , baja en un 30$.La emisión de gases que contribuyen al cambio climático global, tales como el dióxido de carbono, se reducen en casi un 15%, comparado con la gasolina La producción de gas natural es mucho más "limpia" que transportar y refinar petróleo y luego generar electricidad. Los tanques de gas natural y las estaciones de carga son sistemas cerrados. El uso de gasolina implica que una cierta cantidad de la misma se evapora del tanque de combustible, contribuyendo con casi la mitad de la contaminación por hidrocarburos asociado con el uso de vehículos que funcionan con gasolina. La existencia de gasoductos evita la necesidad del transporte peligroso de gasolina por barco o camión La temperatura de ignición para el gas natural es de 700 C, en lugar de 400 C para la gasolina; y si hay una pérdida de gas natural, se dispersa rápidamente en la atmósfera.

b.- Gas Transformado a Líquido (GTL) Esta transformación, es una de las vías de exportación de gas que ha incrementado sus oportunidades con el tiempo, debido a las mejoras tecnológicas asociadas a estos procesos y a la alta valorización de los líquidos que general, los cuales cumplen con las cada vez más exigentes especificaciones ambientales internacionales. Actualmente PDVSA- Gas esta analizando las condiciones técnicas y económicas requeridas para un proyecto de GTL en el Oriente Venezolano, que consiste en una planta que produciría de quince mil barriles por día de productos (15 MBNPD)

Utilización de los Líquidos del Gas Natural Los Líquidos del Gas Natural (LGN) pueden ser utilizados como fuente de energía o como combustible para ser utilizado en las cocinas de los hogares, en procesos comerciales, industriales o en los vehículos automotores. También pueden ser utilizados como aditivo para ciertos procesos industriales o como materia prima para la obtención de otros hidrocarburos. En Venezuela los (LGN) son comercializados tanto en el mercado nacional como en el internacional. En el mercado internacional PDVSA- Gas cotiza mayormente el (C3); (nC4) y (iC4), gasolina natural y (C5). Mientras que en el mercado interno, la comercialización de los LGN esta dividida en función del uso final que se le da a los mismos. Este uso puede ser como fuente energética / Combustible, como aditivo de procesos industriales o como materia prima para algunos .procesos industriales de gran importancia, del punto de vista económico y social, entre los cuales están:

a.- Utilización de los (LGN) Como fuente de energía/ combustible Aquí, lo que se comercializa es el Gas Licuado de Petróleo (GLP), el cual es propano puro o una mezcla de Propano –Butano (C3- C4), el cual debe cumplir con la Norma

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Venezolana COVENIN 904-90 y con las actualizaciones de la misma. La comercialización, regulada por el Ejecutivo Nacional comprende tres sectores, que son doméstico; comercial e industrial y automotor .El Gas Licuado de Petróleo (GLP) es una mezcla de hidrocarburos gaseosos a temperatura y presión ambiental, mantenida en estado líquido por un aumento en la presión y/o descenso de la temperatura. El (GLP) esta compuesto principalmente por propano (C3), aunque, puede contener otros hidrocarburos en menor cantidad.

b.-El Gas Licuado de Petróleo (GLP) Este compuesto es una mezcla de diferentes hidrocarburos livianos constituidos principalmente por propano (C3) y sus derivados, y butano (C4) y compuestos derivados de estos, en proporciones variables y que en condiciones normales es gaseosa y al comprimirla pasa al estado líquida. Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refinerías especialmente en plantas de ruptura catalítica. Esta mezcla también llamada GLP (en inglés LPG), capaz de ser almacenada y transportada en forma líquida bajo presión en bombonas, de uso muy variado: doméstico, industrial, químico como combustible. Se considera como materia prima para la petroquímica, con la composición indicada, o compuesta predominantemente de propileno o butilenos Con esta mezcla hay que tener ciertos cuidados, ya que este producto en estado gaseoso puede causar asfixia simple y deprimir el sistema nervioso central. En estado líquido puede provocar quemaduras que provocadaspor congelamiento e irritación de la piel. También por contener compuestos de azufre, como mercaptanos, el cual se le adiciona como odorizante para identificar escapes, se deben tener ciertas precauciones ya que el azufre puede también ser tóxico.

El Gas Licuado de Petróleo (GLP) Es un gas inflamable a temperatura ambiente y presión atmosférica, por lo tanto deben aplicarse los estándares establecidos para el diseño de todas las instalaciones para su uso y manejo tales como tanques de almacenamiento; tuberías y llenaderos. Es importante tener en cuenta que el GLP genera vapores desde una temperatura de –42 C, los cuales al mezclarse con el aire en proporciones entre 1.9 y 9.5% en volumen, forman mezclas inflamables y explosivas, y como tiene una densidad aproximadamente de 1.8 veces mayor que la del aire, un escape puede ser muy peligroso debido a que sus vapores tiende a concentrarse en las zonas bajas y donde hay mayor riesgo de encontrar puntos de ignición tales como interruptores eléctricos, pilotos de estufas de gas, tomas de corriente eléctrica, lámparas y puntos calientes. La utilización de este componente es múltiple y variada, por lo que su importancia no admite discusión.

Al evaporarse, el GLP ocupa en forma gaseosa un volumen aproximado de 250 veces su volumen en forma líquida. Para el diseño de las instalaciones para el transporte y manejo de gas deben aplicarse las normas; y las reglamentaciones expedidas por los ministerios de Minas y Energía y del Medio Ambiente y demás autoridades competentes .Merecen especial y fuerte vigilancia las válvulas, conexiones y accesorios de tanques, cisternas y cilindros que se utilicen para almacenar este producto, debido a que son los puntos de mayor riesgo de escape. Así mismo, el sitio donde se ubiquen los recipientes y las instalaciones que

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conduzcan este producto debe tener suficiente ventilación para evitar concentración de vapores explosivos en caso de algún escape. En general el GLP es una mezcla de hidrocarburos en estado líquido formado especialmente por propano y butano, los cuales permanecen en estado líquido a presiones moderadas y temperatura ambiente, y puede en cuanto a su uso subdividirse en:

1.- GLP Doméstico. Este es comercializado tanto a granel como en bombonas y su precio esta sujeto al marco regulado establecido en la Resolución del MEM número 357 de fecha 04-12-98. Puede utilizarse en forma doméstica para la cocción de alimentos o calentamiento de agua

2.- GLP Comercial/Industrial, es una fuente de energía, la cual es comercializado a granel y su precio es determinado por la libre competencia. Su uso industrial es como combustible en hornos, secadores y calderas de diferentes tipos de industrias. También en motores de combustión interna y en turbinas de gas para generación de energía eléctrica.

3.- GLP Automotor. Aquí este compuesto es comercializado a granel y su precio de venta esta referenciado al precio de la gasolina de 87 octanos. Este es uno de los combustibles que hay que tratar de comercializar en muchos países, ya que con se evita la contaminación ambiental.

c.-El- Gas Natural para Vehículos (GNV) Este compuesto es el mismo gas que se distribuye en forma directa a través de redes, de transporte y distribución de gas existentes en las principales ciudades y zonas industriales del país. El Programa de Petróleos de Venezuela encomendados a CORPOVEN en 1988 con el fin de promover el uso del gas natural en el mercado interno, como combustible de automotor alterno de la gasolina. En Venezuela se ha implementado por medio de PDVSA la instalación de gas natural para vehículos y se ha obtenido excelentes resultados. Además por ser el gas natural un hidrocarburo limpio sin químicos ni aditivos protege y prolonga la vida del motor de su vehículo, ya que es puro (C1). Además protege el ambiente ya que no tiene ningún tipo de contaminante.

El gas natural vehicular (GNV) o gas natural comprimido (GNC). En este caso ambas denominaciones tienen el mismo significado. La verdad es que la composición de este compuesto es prácticamente (C1), y tal como este gas es difícilmente licuable se le comprime en cilindros de acero a una presión de 2845 (lpca), manteniendo su estado gaseoso. Al gas natural Para Vehículos se le podría denominar también Gas Natural Comprimido (GNC), el cual resulta en la actualidad el combustible ecológico de más alta pureza. El (GNC) no contiene aditivos, no se producen depósitos carbonosos en las cámaras de combustión, ni tampoco se produce el proceso de corrosión. La mezcla con el aire resulta perfecta a todos los niveles de temperatura y la combustión es total. Este gas se comprime dentro de cilindros de cilindros de acera especial a una presión de 200

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La alta presión a la que actúa el GNV es necesaria para dotar a los vehículos a GNV de una autonomía conveniente. Todos los vehículos que funcionan a gasolina se pueden convertir a GNV, a tal fin debe instalarse en los vehículos, uno o varios cilindros de acero como tanques contenedores de combustible, capaces de soportar la presión del GNV. Estos combinados con una serie de otros componentes, denominados comercialmente en su conjunto “Kits de Conversión”, permiten efectuar la adaptación para utilizar GNV como combustible

El Gas Natural para vehículos (GNV) no contiene aditivos, ni se producen depósitos carbonosos en las cámaras de combustión, tampoco es afectado por el fenómeno de corrosión. La mezcla con el aire resulta perfecta a todos los niveles de temperatura y la combustión es total. Las características del aceite del motor se mantienen por más tiempo, y esto aporta mayores beneficios a la vida útil del motor. La utilización del GNV, tiene también una serie de ventajas ecológicas, ya que si se compara con la gasolina, la emisión de monóxido de carbono (C0) disminuye en un 95%, mientras que la emisión de hidrocarburos tiene una disminución de 80%. También la emisión de óxidos de nitrógeno (N0x) es disminuida en un 30%.

Mientras, que la emisión de gases que contribuyen al cambio climático global, tales como el Dióxido de Carbono (C02) se reducen en un 15%. Se puede asegurar que la producción de gas natural es mucho más "limpia" que transportar y refinar petróleo y luego generar electricidad. Los tanques de gas natural y las estaciones de carga son sistemas cerrados. El uso de la gasolina implica que una cierta cantidad de la misma se evapora del tanque de combustible, contribuyendo con casi la mitad de la contaminación por hidrocarburos asociado con el uso de vehículos que funcionan con gasolina. La existencia de gasoductos evita la necesidad del transporte peligroso de gasolina por barco o camión.

El costo del gas natural, es también bastante más bajo que la gasolina, luego el uso del GNV disminuye el costo por combustible. Se considera que (1m3) de gas natural equivale en consumo a 1,13 litros de gasolina. Con lo que se ahorra usando gas natural en lugar de gasolina, se puede amortizar en unos pocos meses el costo de instalación del equipo, para el uso de GNV, en lugar de gasolina. Tampoco existe la posibilidad que haya un pronto agotamiento del GNV, ya que se estima que las reservar mundiales de gas natural exceden a las de petróleo en un 22%.

Las estadísticas indican también que los vehículos impulsados con GNV son más seguros que los que utilizan gasolina, en Estados Unidos, por ejemplo existen referencia, que en 450 millones de kilómetros viajados, no han habidos muertes atribuibles al uso del GNV, comparado con 2,2 muertes por cada 160 millones de kilómetros viajados con vehículos impulsados con gasolina. Nunca ha habido muertes por la explosión de un cilindro en 40.000 millones de kilómetros viajados con GNV. La temperatura de ignición para el GNV es de 700 C, en lugar de 400 C, para la gasolina, y si hay una pérdida de gas natural, se dispersa rápidamente en la atmósfera, por ser más liviano que el aire.

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El GNV esta constituido principalmente por metano (CH4), luego los principales productos del proceso de combustión son el Dióxido de Carbono (C02) y vapor de agua (H20), que resultan totalmente inofensivos al ser humano. Venezuela es un país rico en reservas de gas natural, producto que esta listo para ser extraído y conducido por los gasoductos a las grandes ciudades y corredores industriales. Si se aprovechan nuevas redes de distribución por ductos se pueden instalar estaciones de suministro de GNV para ser usado como combustible alternativo en los vehículos automotores que utilizan actualmente gasolina y diesel.

El impacto en la reducción de las emisiones contaminantes para un número estimado de vehículos en hidrocarburos no quemado-, producción de monóxido de carbono (CO) gas que se forma en los motores por falta de oxígeno en los motores .La emisión de óxidos de nitrógeno (NOX), gases que se forman por altas temperaturas de combustión en el motor. Todo ello conlleva a pensar, que si más de 500 mil vehículos usarán como combustible (GNV), probablemente la contaminación no sería tan alta, ni tampoco habría contingencias ambientales como las ya registradas en la actualidad.

EL gas natural que se envía a las plantas de procesos esta conformado por una serie de hidrocarburos livianos, como Metano, Etano, Propano, Butano e hidrocarburos más pesados, como también algunas impurezas como Azufre, el cual debe de ser eliminado en una primera etapa, posteriormente es dirigido a una planta criogénica, en la cual mediante enfriamiento y expansiones sucesivas se obtienen dos corrientes, una gaseosa básicamente formada por Metano (gas residual) y la otra líquida (licuable). En un proceso posterior de fraccionamiento la fase líquida es separada en componentes como Etano, Gas Licuado de Petróleo y Gasolina Natural. Una de las principales ventajas del (GLP) es que puede ser manejado con la conveniencia de un líquido y utilizado como un combustible gaseoso. Este componente como la gran mayoría de los productos o subproductos del gas del natural, es que puede tener múltiples uso, uno de ellos es utilizarlo como materia prima:

Ventajas de la Utilización del Gas Natural El gas natural tendría equivalencia a gasolina de 130 octano (el octanaje se refiere al poder antidetonante de la gasolina automotriz. El poder antidetonante se determina Comparando una gasolina determinada con una mezcla de Hepctano de alta tendencia al pistoneo, y se le da un valor arbitrario cero, con otra gasolina compuesta por iso-octano con baja tendencia al pistoneo y se le da un valor de 100). El poder antidetonante de la gasolina automotriz se incrementa al agregarle tetraetilo de plomo. Y se sabe que la susceptibilidad al plomo de una gasolina disminuye rápidamente con la concentración; así no se justifica la adición de tetraétilo de plomo por más de un mililitro. por litro. Las ventajas de utilización del GNV son:

1.- Es más económico que los combustibles tradicionales, es limpio. No produce hollín ni mugre. Por lo tanto, los equipos en que se usa como combustible no requieren mantenimiento especial, además que tiene un alto poder calorífico, lo que le permite competir con otros combustibles.

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2.- Protege el medio ambiente y puede manejarse a presiones deseadas de entrega en los sitios de consumo.

3.- Para la producción del GNV se pueden aprovechar la infraestructura del gasoducto, así como las estaciones de servicio de gasolina

4.- El poder calorífico y combustión del GNV son altamente satisfactorios. Y el suministro al usuario puede ser continuo en el sitio donde se vaya a consumir, solo se requiere utilizar los controles y reguladores indicados, no se requiere sitios de almacenaje especial, en vista que la entrega puede ser hecha al detal.

5.-Las características volumétricas del GNV lo hacen inadulterable y es muy susceptible a la compresión o expansión, en función a la relación presión- temperatura que se le desee imponer. Puede ser transportado por sistemas de tuberías (línea o conducto para transportar fluidos. Hay varios tipos de tuberías, como por ejemplo: Tubería de flujo, tuberías de perforación, tuberías de producción, tuberías de revestimiento) madres, trocales y ramales, especialmente diseñados, que permiten mantener rangos de volúmenes a presiones deseadas

6.- El GNV por su eficiencia y rendimiento calórico su costo por volumen es muy económico y, para el país representa la generación de ingresos adicionales de divisas, que pueden permitir el desarrollo del país en otras áreas, de la futura industrialización de país. Y permitiría, también crear fuentes de trabajo adicional.

7.- La reversibilidad gas – líquido – gas del gas natural lo hace apto para el envasado en pequeños y seguros recipientes fáciles de manejar, transportar e instalar para suplir combustibles en sitios no servidos por la red de tuberías de distribución. El GNV puede también transportarse en barcos, desde áreas remotas de producción y procesamiento a grandes terminales de almacenamiento que surten a industrias y a miles de clientes particulares, todo ello facilita la producción y venta del gas natural, lo que en Venezuela, por ejemplo ayudaría a establecer definitivamente la comercialización del gas, dando con ello la posibilidad al país de obtener mayores divisas, y por ende crear empleos.

Desventajas en la utilización del GNV Existen una serie de desventajas:

1.- El cilindro de almacenamiento de gas significa un espacio y peso adicional que se traduce en la reducción de la carga para el vehículo

2.- El GNV produce unas pérdidas de potencia de aproximadamente un 15% en comparación con la utilización del GL

Como Aditivo o Materia Prima: Cuando los productos del LGN son utilizados en procesos industriales o como materia prima para la industria petroquímica, entra en la categoría de LGN para corriente de industrialización. Dentro de este rubro se pueden comercializar todos los productos que conforman los LGN, tales como etano (C2), propano (C3), butanos (C4), gasolina natural, pentano residual. El

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precio esta regulado. La regulación del precio de este componente se relaciona, con la importancia que tiene para la producción y obtención de una gran gama de otros productos, y que en un momento dado pueden ocasionar problemas de abastecimiento al país. Además El gas licuado de petróleo (GLP) en muchos países es un combustible integrado por una mezcla esencialmente de propano

, cuya composición es de alrededor de 39 a 61% V/V. Las fuentes de obtención son en las refinerías y plantas de proceso del gas natural. Hay que hacer notar, que hay países, como por ejemplo Estados Unidos de Norteamérica y Canadá, que llaman Gas Licuado de Petróleo al combustible constituido con casi un 100% de propano, combustible que se considera de alto valor, por lo que es separado de la corriente de líquidos y se emplean como materia prima para sintetizar componentes de alto octanaje, que se utilizan en la formulación de la gasolina

Industrialización y Tratamiento de Gas Natural La industria del gas natural. Es decir, el proceso desde la extracción hasta la utilización, comprende una serie de etapas, por ejemplo: Obtención; Tratamiento, Compresión; Transporte; Almacenaje; Regulación de las Presiones; Distribución; Medición y Utilización. Cada una estas etapas encierra una serie de procesos, además de una técnica, las cuales han ido evolucionando con el crecimiento y perfeccionamiento de la industria del gas natural. El tratamiento e industrialización del gas natural, juegan un gran papel en el desarrollo de la industria del gas, ya que contar con procesos de alta tecnología y eficiencia de estos procesos permitirá un mejor desarrollo.

Procesamiento de Gas Natural El objetivo del procesamiento del gas natural es eliminar los contaminantes, incluyendo los componentes corrosivos (agua y gases ácidos, sobre todo el Sulfuro de Hidrógeno su carácter contaminante), los que reducen el poder calorífico, como Dióxido de Carbono y Nitrógeno) y los que forman depósitos sólidos a bajas temperaturas, como el agua y Dióxido de Carbono, para después separar los hidrocarburos más pesados que el metano, que constituyen materias primas básicas para la industria petroquímica.

Las etapas normales en el procesamiento del gas natural son la deshidratación (eliminación de agua, usualmente con adsorbentes sólidos, como alúmina o mallas moleculares), el endulzamiento (eliminación del Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono con soluciones absorbentes, y la recuperación criogénica de etano e hidrocarburos más pesados (condensación de estos componentes a bajas temperaturas, del orden de 212F, y destilación fraccionada de los líquidos condensados). Otras etapas complementarias son el fraccionamiento de los hidrocarburos recuperados y la conversión del ácido sulfhídrico a azufre a (S) en forma líquida o sólida, también la extracción de los líquidos del gas natural, es un proceso de gran importancia, como lo es también la compresión del gas, además del transporte y almacenamiento. La eficiencia de todos estos proceso esta totalmente relacionado con la eficiencia del proceso de separación gas- petróleo. En la figura 3 se presenta en forma esquemática los principales procesos de tratamiento del gas Natural:

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Figura 3 Principales Procesos de Tratamiento del Gas Natural

En la figura 3 se observa, que si se trata de gas asociado, unos de los primeros procesos de tratamiento del gas natural, es el proceso de separación de los componentes del fluido, que sale del pozo, que son Gas- Líquido. Se supone que la fracción líquida esta conformada por el petróleo y el agua. La separación se realiza en los separadores, y se pueden utilizar separadores verticales o horizontales. La eficiencia del proceso de separación será de vital importancia para la eficiencia de todos los demás procesos. Después del proceso de separación y dependiendo de la composición del gas, se deben de realizar los procesos de deshidratación del gas, proceso de lleva a cabo fundamentalmente a través de proceso de absorción con solventes químicos, como el Glicol, por ejemplo, aunque también se utiliza el proceso de adsorción con tamices moleculares, también el proceso de endulzamiento, extracción de y fraccionamientos de líquidos del gas natural son de importancia. En la figura 4 se presentan los principales destinos del natural:

Figura4 Destinos del Natural

En la figura 4 se muestran los principales destinos de tratamientos a los que debe de ser sometido el gas natural, hasta su destino y distribución final, aunque para

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realizar una descripción de los procesos y destinos a los que tiene que ser sometidos el gas natural son:

a.- La obtención del Gas Natural. Este proceso se realiza en yacimientos, los cuales pueden ser no asociados (Yacimientos Gasíferos) y asociado (Yacimientos Petrolíferos). En estos yacimientos el gas se puede encontrar en tres formas. Separado del petróleo, ocupando la parte superior de la napa: Disuelto dentro del petróleo junto con los hidrocarburos livianos de petróleo, todos ellos en fase gaseosa o grandes presiones, produciéndose en la extracción la separación de las fases gaseosa y líquida por el fenómeno de condensación retrógrada.

b.- Tratamiento El gas que se extrae del yacimiento, en la mayoría de los casos contiene componentes indeseables, los cuales deben de extraerse mediante tratamientos adecuados. Si el gas contiene gases ácidos, se debe someter al proceso de endulzamiento. La presencia de nitrógeno (N2) reduce el poder calorífico y disminuye el rendimiento en los procesos de extracción de gasolina, luego se debe buscar la forma de eliminarlo. También si el gas contiene agua líquida o en forma de vapor, se debe someter el gas al proceso de deshidratación. En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, se deben extraer en forma de gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales como compresión y enfriamiento, absorción con querosén

c.- Compresión Para hacer posible la conducción del gas a través de gasoductos es necesario aplicarle la presión necesaria para vencer la resistencia a la fricción. Los equipos que comunican presión al gas se denominan compresores, los cuales al comunicar presión reducen el volumen. La presión necesaria que habrá que aplicar al gas dependerá del uso que se le dará al gas.

d.- Transporte de Gas El transporte del gas, por lo general se realiza a través de sistemas de gasoductos. En este caso la presión de trabajo debe de ser elevada en por lo menos un 20%. El transporte puede efectuarse a granel, en caso de gas licuado o comprimido en el caso del gas natural.

e.- Almacenaje. Este proceso dependerá que el gas tenga alta o baja presión

f.- Regulación de Presiones: En diversas etapas de la industria del gas existe la necesidad de mantener una presión constante, y esto debe ocurrir en forma independiente al caudal que circula. Esto, ocurre, por ejemplo en las redes de distribución de gas a baja presión, la cual debe ser prácticamente constante y de un valor para el cual están diseñados los quemadores de los artefactos. Si la red trabajase a una presión mayor, se hace estrictamente necesario regular la presión para cada usuario, mediante reguladores individuales.

g.- La Distribución. Para, el caso del gas natural o manufacturado, la distribución se hace por redes, ahora si se trata de gas licuado, la distribución se realiza mediante envasado. La distribución por redes y gasoductos, debe de tomar una gran importancia, cuando se establezca el mercado del gas.

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h.- La Medición. En este caso la medición se realiza mediante interpolación de placa de orificio. También se utilizan medidores de desplazamiento.

i.- Utilización: El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, el comercio, la generación eléctrica, el sector residencial y el transporte de pasajeros. Ofrece grandes ventajas en procesos industriales donde se requiere de ambientes limpios, procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia. Adicionalmente, el gas natural es utilizado como materia prima en diversos procesos químicos e industriales. De manera relativamente fácil y económica puede ser convertido a hidrógeno, etileno, o metanol; los materiales básicos para diversos tipos de plásticos y fertilizantes .El desarrollo y perfeccionamiento de la tecnología del gas natural han contribuido decididamente en su utilización, tanto como fuente de energía o materia prima para industrias y los principales usos son:

1.- Fuente de reinyección de gas a yacimientos petroleros. Este proceso se realiza para mantener la presión en los yacimientos, ya que es de vital importancia mantener la presión de fondo, la cual se refiere a la presión medida en el fondo del hoyo o a cierta profundidad dentro del pozo, de forma de permitir una evaluación técnica de los yacimientos) En Venezuela, la presión de fondo es aproximadamente igual a la presión hidrostática. También es de importancia medir la presión de flujo, que se refiere a la presión que se mide en la superficie de un pozo, mientras produce. La presión de flujo es uno de los parámetros más importantes en la actividad evaluativa de los yacimientos), esto se realiza con el objetivo de incrementar la producción de petróleo a través de la recuperación secundaria

2.-Combustible para uso industrial, comercial y doméstico. El desarrollo y perfeccionamiento de la tecnología del gas natural han contribuido decididamente a que esta fuente natural de energía sea factor importante en la vida moderna, tanto para la industria como para el hogar. Como combustible ofrece una serie de ventajas que sobrepasan las características, disponibilidad y eficiencia y manejo de otros combustibles sólidos o líquidos

3.- Insumo para procesos: El gas seco, húmedo o condensado, a través de tratamientos adecuados, sirve de insumo para la refinación petroquímica, donde por medio de plantas especialmente diseñadas se hacen recombinaciones de las moléculas de los hidrocarburos para obtener materia prima semielaborada para una cadena de otros procesos o productos finales para los mercados. También el gas natural asociado y no asociado procedente de yacimientos de gas es tratado y acondicionado para obtener gas seco de ciertas especificaciones, como metano, por ejemplo, el cual se despacha por gasoducto y red de distribución a ciudades y Centros industriales donde se utiliza como combustible.

4.- Materia prima para procesos petroquímicos. Si el gas se somete a tratamientos a adecuados y separado el metano, etano, propano y butano puede ir finalmente a las plantas petroquímicas para ser convertido en una variedad de

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productos semielaborados o finales. De igual manera puede ser enviado a las refinerías, donde sus moléculas son desintegradas térmicamente y, a través de extracciones adicionales derivadas de los crudos allí refinados, son enviados a las plantas petroquímicas. A su vez, las plantas petroquímicas pueden enviar productos a las refinerías. En conclusión se puede señalar que los usos del gas natural son múltiples, su industrialización debe estar acorde con una política clara y precisa de parte del gobierno, pero no se puede retardar su utilización, sea en forma separada o en conjunto del petróleo.

Las principales cadenas petroquímicas del gas natural son, las olefinas ligeras (etileno, propileno y butenos) y la de los aromáticos.

La cadena del gas natural se inicia con el proceso de reformación con vapor por medio del cual el metano reacciona en forma catalítica con agua para producir el llamado gas de síntesis, que consiste en una mezcla de hidrógeno y óxidos de carbono. El descubrimiento de este proceso permitió la producción a gran escala de hidrógeno, haciendo factible la producción posterior de amoníaco por su reacción con nitrógeno, separado del aire. El amoníaco es la base en la producción de fertilizantes. También a partir de los componentes del gas de síntesis se produce metanol, materia prima en la producción de metil-terbutil-éter y teramil-metil-éter, componentes de la gasolina; otra aplicación es su uso como solvente en la industria de pinturas, por lo que se le confieren propiedades industriales de mucha importancia, a este solvente, solo hay que tener unan serie de precauciones al actual con el componente.

La cadena del etileno se inicia a partir del etano recuperado del gas natural en las plantas criogénicas, el cual se somete a un proceso de descomposición térmica para producir etileno principalmente, aunque también se forma hidrógeno, propano, propileno, butano, butilenos, butadieno y gasolina pirolítica. Del etileno se producen un gran número de derivados, como las diferentes clases de polietilenos cuyas características dependen del proceso de polimerización; su aplicación se encuentra en la producción de plásticos, recubrimientos, moldes, etc. Por otro lado, el etileno puede reaccionar con cloro para producir dicloroetano y posteriormente monómero de cloruro de vinilo, un componente fundamental en la industria del plástico, y otros componentes clorados de uso industrial La oxidación del etileno produce oxido de etileno y glicoles, componentes básicos para la producción de poliéster, así como de otros componentes de gran importancia para la industria química, incluyendo las resinas PET (poli etilén tereftalato), actualmente usadas en la fabricación de botellas para refresco, medicinas, etc.

El monómero de estireno, componente fundamental de la industria del plástico y el hule sintético, se produce también a partir del etileno, cuando éste se somete, primero a su reacción con benceno para producir etilbenceno y después a la deshidrogenación de este compuesto. El acetaldehído, componente básico en la producción de ácido acético y otros productos químicos, también se produce a partir del etileno. Otra olefina ligera, el propileno, que se produce ya sea por deshidrogenación del propano contenido en el gas LP, como subproducto en las

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plantas de etileno o en las plantas de descomposición catalítica fluida FCC de refinerías, es la base para la producción de polipropileno a través de plantas de polimerización. Otro producto derivado del propileno y del amoníaco es el acrilonitrilo, de importancia fundamental en la industria de las fibras sintéticas. Del propileno se puede producir alcohol isopropílico de gran aplicación en la industria de solventes y pinturas, así como el óxido de propileno; otros derivados del propileno son el ácido acrílico, la acroleína, compuestos importantes en la industria del plástico.

Como derivado de la deshidrogenación de los butenos o bien como subproducto del proceso de fabricación del etileno, se obtiene el 1,3 butadieno, que es una materia prima fundamental en la industria de los elastómeros, llantas para toda clase de vehículos, juntas, sellos, etc.

Producción del Gas Natural en Venezuela. Sin dudad, el gas natural será en el futuro fuente importante de energía para Venezuela. Las reservas probadas para 1980 acusaron 1.289.677 millones de metros cúbicos (1290 MMM m3), mayoritariamente gas asociado. Sin embargo, los descubrimientos de una serie de yacimientos de gas no asociado refuerzan inmensamente el potencial de futuras reservas y capacidad de producción. Aunque, la importancia que seguirá adquiriendo la industria del gas dependerá del tipo de instalaciones y de la producción de líquidos: con el objetivo de manejar en una forma más eficiente la comercialización del gas fue creada PDVSA-Gas. Organismos que será el encargado de la comercialización del Gas Natural y sus derivados.

Contaminantes del Gas Natural Los contaminantes del gas natural son varios, por ejemplo: Agua (H20), la cual puede encontrase en forma de vapor o libre, también dentro de las impurezas se encuentra el Nitrógeno (N2), el oxigeno (02), el monóxido de carbono (C0) y el mercurio (Hg). El mercurio es particularmente dañino en los intercambiadores de calor a base de aluminio (Al), que se utilizan en los procesos criogénicos. Proceso que se denomina Venenos Catalíticos, los principales gases ácidos son:

a.- Sulfuro de Hidrógeno (H2S) b.- Dióxido de Carbono (C02)

c.- Monóxido de Carbono (C0) d.- Sulfuro de Carbonilo (C0S)

e.- Disulfuro de Carbono (CS2) f.- Mercaptanos (RSH)

Definición de Ácido Quizás para comprender la definición de gas ácido habría que definir lo que se considera un componente ácido, para eso se tienen las definiciones de:

a.- Arrhenius, para el cual: Ácido es toda especie química, que en solución acuosa produce hidrogeniones (H+) o (hidronio (H30+). Un ácido fuerte es aquella especie química que con mayor facilidad produce hidrogeniones. Esta aplicación se ve demostrada en la reacción del Dióxido de Carbono y el Agua.

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b.- Bronsted y Lowry: Ácido es toda especie química, capaz de donar un protón. Luego un ácido fuerte es aquel que con mayor facilidad dona un protón

c.- Lewis: Ácido es toda especie química capaz de aceptar un par de electrones un ácido fuerte es aquel que con mayor facilidad acepta un par de electrones.Fundamentado en estas definiciones se puede saber él porque algunas de las impurezas del gas natural son de carácter ácido. En este caso la definición de gas ácido se refiere a la presencia de Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02). Otros componentes de naturaleza ácida son el Sulfuro de Carbonillo (COS), el cual es un compuesto inestable corrosivo y tóxico, que por lo general se descompone en (H2S) y (C02).

Los Mercaptanos La fórmula general de los mercaptanos es (RSH), donde los más comunes son el metil y el etilmercaptano, son reconocibles por su olor y el alto poder corrosivo. Además tienen la habilidad de reaccionar con los solventes descomponiéndoles, disminuyendo con ellos la eficiencia del proceso donde el solvente, esta siendo utilizado. Los disulfuros de fórmula general (RS2), entre los cuales se encuentra el disulfuro de carbono (CS2), son compuesto metaestables de baja estabilidad. La GPSA define la calidad de un gas para ser transportado como aquel que tiene ( 4 ppm, v de (H2S); 3% de (C02) y 7 lb de (H20)/ MM PCN. Si esto ocurre será necesario remover los gases ácidos de la mezcla. Las principales razones para remover los contaminantes del gas natural son:

a.- Seguridad del proceso que se realiza

b.- Control del proceso de corrosión

c.- Especificaciones de los productos producidos en un proceso

d.-Impedir la formación de hidratos

e.-Disminuir los costos del proceso de compresión

f.-Satisfacer las normas de gestión ambiental y

g.-Evitar el envenenamiento de los catalizadores .

Consecuencia de la Presencia De Gases Ácidos: Una de las principales consecuencia de la presencia de los gases ácidos en el gas natural es la corrosión. Proceso, que ocurre principalmente por la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S), y dióxido de carbono (C02). Además de la presencia de agua (H20). Estos componentes provocan corrosión dentro de cualquier instalación. Sobre todo si es una tubería de acero, en la cual predomina el hierro en forma metálica (Fe). Esta no es la forma natural del hierro, tal como las formas naturales son la Ferrosa (Fe+2) y Férrica (Fe+3). Luego como es natural al buscar el hierro su forma natural se produce corrosión, reacción que es catalizada, por la presencia de gases ácidos y agua.

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En general, se puede señalar que las corrientes con alta relación de H2S/C02 son menos corrosivas que las relaciones menores. La temperatura del proceso y la alta concentración del H2S hacen que la velocidad de la reacción de corrosión sea alta. La remoción del (H2S), mediante el proceso de endulzamiento, se hace necesaria para reducir la corrosión en las instalaciones de manejo, procesamiento y transporte de gas. Por otra parte, la naturaleza tóxica de este contaminante obliga a eliminarlo por razones de seguridad para la salud y el medio ambiente, como también por la importancia de recuperar el Azufre..

Tratamientos de Gas Natural El gas natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su distribución y consumo. Por esta razón, en la mayoría de los casos, los campos productores de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de tratamiento. En ellos el gas procedente de los pozos se adecua para el consumo, tanto doméstico como industrial

Proceso de Endulzamiento del Gas Natural Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el Disulfuro de Carbono (CS2), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo general, estos componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se tratará. Luego como es lógico esto es de alto riesgo para los procesos industriales de endulzamiento, en vista que si hay una alta concentración de estos elementos, es muy posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos pueden alterar el normal proceso de los endulzadores.

El término endulzamiento es una traducción directa del inglés, en español el término correcto debería de ser “desacidificación”. El términos generales, se puede decir que la eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” Para que el proceso de endulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de eficiencia, se debe comenzar por analizar la materia prima que se va a tratar. De hecho el contenido de las impurezas forma parte de los conocimientos que se deben dominar a la perfección para entender y hacerle seguimiento a los diseños. Por ello se insiste en la tenencia del conocimiento inherente al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, en primera instancia.

El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en la concentración de las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina; de la misma manera, los gases ácidos, deben ser considerados en el gas de alimentación y en el gas tratado. La diferencia molar de ambas condiciones establece la cantidad de gas ácido que se va a extraer y que lógicamente define el diseño de los equipos y el proceso que se deba a utilizar, en el endulzamiento, de tal forma que sea efectivo, de fácil aplicabilidad y además económico.

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El proceso de endulzamiento data, desde hace muchos años. Y, en la actualidad se dispone de procesos altamente específicos, con solventes y aditivos complejos, que hacen que el endulzamiento sea de una gran eficiencia, en vista que muchos otros procesos del gas depende de este..

El proceso de endulzamiento se puede realizar a través de

a.- Procesos de Absorción

b.- Procesos de Adsorción

c.- Procesos de Conversión Directa

d.- Remoción con Membranas.

a.-Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción El proceso de Absorción se define como La penetración o desaparición aparente de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o líquido. La absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidos Este es un proceso, en donde un líquido es capaz de absorber una sustancia gaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción se realiza utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos.

Endulzamiento del Gas Natural a través de la Absorción de Gases: Las condiciones del gas a tratar son: Concentración de impurezas; Temperatura y presión disponible.; Volumen de gas a procesar; Composición de Hidrocarburos.; Selectividad de los gases ácidos por mover.; Especificaciones del gas ácido residual. Los procesos de endulzamiento se pueden clasificar de acuerdo al tipo de reacción que presente:

a.-Absorción Química (proceso de Amina)

b.- Absorción Física (solventes físicos)

c.- Combinación de ambas técnicas (solución Mixtas) La selectividad de un agente endulzamiento es una medida del grado en la que el contaminante se elimina en relación a otros. En la figura 5 se presenta un esquema del endulzamiento del gas natural a través del proceso de absorción, con solventes químicos, físicos y mixtos:

1.-Proceso de Absorción con Solventes Químicos En este proceso los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo en solución, que circula dentro del sistema. El producto de la reacción química produce compuestos inestables, los cuales se pueden descomponer en sus integrantes originales mediante la aplicación de calor y/o disminución de la presión de operación del sistema, con lo cual se liberan los gases ácidos y se

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Figura 5 Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción:

liberan los gases ácidos y se regenera el solvente, el cual se hace recircular a la unidad de absorción. El componente activo del solvente puede ser una alcanolamina o una solución básica. En general los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de los gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de C02. Dentro de las principales desventajas se tiene la alta demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en solución, tal como, las reacciones químicas son reguladas por la estequiometría

Endulzamiento de Gas Natural con Aminas El endulzamiento del gas natural con solventes químicos por lo general se realiza con aminas. Se usa la designación de amina primaria secundaria y terciaria para referirse al número de grupos alquilo , que al reemplazados a Hidrógenos en la molécula de Amoniaco . En la figura 6 se presenta una forma esquemática la estructura de una amina primara (a), secundaría (b) y terciaria (c)

Figura 6 Estructura de las Aminas

(a)

R NH

H (b) H

R NR

(c)

RR N

R

a) representa a una amina primaria, cuya fórmula química más simple es

b) es una amina secundaria, cuya fórmula química es

c) es una amina terciaría, cuya fórmula más simple es

El grupo alquilo se simboliza como (R) que están unidos al nitrógeno. Así, si la molécula tiene un grupo alquilo y dos hidrógenos. Lo que indica que se ha reemplazado un hidrógeno en la molécula de amoniaco, entonces a esta molécula

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resultante se le conoce como Amina Primaria (a) en el la figura Ahora, si dos Grupos alquilo han reemplazo a dos hidrógenos en la molécula de amoniaco, corresponde a una Amina Secundaria (b) en la figura Si se han reemplazado todos los hidrógenos en la molécula de amoniaco En este caso habrá una Amina Terciaria (c) en la figura 6 Es necesario tener en cuenta, que debido a que el Nitrógeno tiene un par electrónico libre, puede formar compuestos tetrasustituidos, donde el átomo de Nitrógeno queda cargado positivamente, y se les conoce como amina cuaternarias. Las aminas, son ampliamente utilizadas en la industria petrolera, en vista que son varios los procesos, donde estos componentes se utilizan.

Luego se puede señalar que las Aminas son derivadas del Amoniaco y son simples cuando los grupos alquilos son iguales y mixtos si estos son diferentes. Todas las Aminas son compuestos muy polares. Las aminas primarias y secundarias pueden formar puentes de hidrógeno, las aminas terciarias puras noPueden formar puentes de hidrógeno, pero si los pueden aceptar Es importante hacer notar que la denominación de Amina Primaria, Secundaria y Tercería se refiere al número de sustituyentes que tiene el átomo de nitrógeno y no como en el caso de los alcoholes que se refiere al tipo de carbono sobre el cual se encuentra. En el caso de los alcoholes se tiene; alcoholes primarios si él OH está sobre un carbono primario, alcohol secundario si se encuentra sobre un carbono secundario y alcohol terciario si está sobre un carbono terciario. Luego para el caso de las aminas. Resultan tres clases diferentes de aminas llamadas Aminas Primarias, Secundarias y Terciarias. Luego, se tiene que los tipos de aminas utilizadas en el proceso de endulzamiento del gas natural, y sus fórmulas químicas de cada una de las aminas son:

Tipos de Aminas utilizadas en el Endulzamiento de Gas Natural Uno de los procesos más importantes en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de gases ácidos por absorción química con soluciones acuosas de aminas. Estos solventes están siempre disponibles para remover al Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono. Las alcanolaminas son generalmente las más aceptadas y mayormente usadas que los otros solventes existentes en el mercado.

Descripción del Proceso del Absorción con Aminas: Este proceso consta de dos etapas:

a.- Absorción de Gases Acidos: Esta es la parte del proceso donde se lleva acabo la retención del Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono de una corriente de gas natural ácido. En este, caso la absorción se realiza utilizando una solución acuosa de Dietanolamina (DEA), proceso que ocurre a baja temperatura y alta presión.

b.- Regeneración de la Solución Absorbente: Esta parte es el complemento del proceso donde se lleva acabo la deserción ( o eliminación del compuesto formado entre el gas ácido y la amina, que se formo, en la reacción química entre la amina y el gas ácido, que se quiere eliminar de la corriente de gas natural). La

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eliminación de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a baja presión, reutilizando la solución en el mismo proceso, este proceso es de vital importancia, ya que se recupera la amina utilizada.La sección de absorción cuenta con los siguientes equipos:

a.- Torre Absorbedora de gases ácidos El gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, el cual cuenta con una malla separadora para asegurar la recuperación de la DEA que el gas haya podido arrastrar. El gas dulce después de pasar por la válvula de control que regula la presión a esta sección es enviado a la red de gas combustible. La DEA recuperara sale del separador de gas combustible y se une a la corriente de DEA proveniente del fondo de la torre Absorbedora (DEA rica), que se envía de nivel a la sección de regeneración de la Dietanolamina.

b.- Separador de gas combustible Esta sección, por lo general, se le alimenta de dos corrientes, una de gas ácido y otra de solución acuosa de Dietanolamina. El gas ácido entra por el fondo de la torre Absorbedora a una presión de 1196 lpca y 95 F, para ponerse en contacto a contracorriente con la solución de Dietanolamina regenerada (DEA pobre), la misma que es alimentada por el primer plato de la torre. Antes de entrar a la torre Absorbedora. La DEA pobre pasa por un enfriador donde se mantiene la temperatura hasta unos 104F.

c.- Generador de la DEA: Esta sección cuenta con los siguientes equipos: Torre Regeneradora de DEA; Intercambiador DEA rica/DEA pobre; Rehervidor de la Torre Regeneradora; Enfriador de DEA y Gas Acido; Tanque de Balance de DEA Tanque de Desorción de Hidrocarburos; Acumulador de Reflujo de la Torre Regeneradora; Bombas de Reflujo de la Torre Regeneradora; Filtros de DEA pobre Y DEA rica y Bombas de DEA pobre

La solución de DEA rica proveniente del fondo de la torre absorbedora y el separador de gas combustible se alimenta al tanque de desorción con el fin de eliminar los hidrocarburos líquidos y parte de los gases ácidos retenidos por la DEA que por efecto de presión se encuentren disueltos en esta solución. La amina rica acumulada en el tanque de desorción, se envía por diferencia de presiones al Intercambiador de calor DEA rica / DEA pobre, donde se calienta por medio de contracorriente de DEA pobre procedente del Rehervidor de la torre regeneradora.

Una vez precalentada, la Amina pasa al filtro de DEA rica tipo cartucho, con la finalidad de eliminar los sólidos y partículas de sulfuro presentes en la solución de DEA, formados por el ensuciamiento de la Amina con el gas. Una vez filtrada la solución continúa hacia la torre regeneradora.

El gas ácido saturado con agua sale del domo de la torre regeneradora fluyendo hacia el enfriador donde se disminuye la temperatura hasta unos 83 F aproximadamente condensándose de esta manera los vapores de agua. Una corriente de inhibidor de corrosión es suministrada a la línea de alimentación del

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enfriador, con la finalidad de minimizar la corrosión en este equipo, y de esta forma asegurar la vida útil del equipo.La mezcla de ácidos-agua condensada, entran al acumulador de reflujo de la torre regeneradora donde se lleva a cabo la separación de esta mezcla, los gases ácidos son e enviados al quemador a control de presión al quemador y el agua acumulada en este recipiente, se retorna al plato superior de la torre regeneradora en forma de reflujo siendo utilizado para determinar y eliminar el calor de la parte superior de la columna, para que se condensen los compuestos más pesados.

La solución de DEA regenerada que sale por el fondo de la torre, entra al rehervdor que actúa como un plato más de la misma torre; la solución es enviada al Rehervidor con la finalidad de elevarle la temperatura produciéndose de esta manera los vapores necesarios para el agotamiento de los ácidos, los cuales salen por la parte superior del Rehervidor retornándose a la torre regeneradora donde a contracorriente son la solución de Amina Rica descendente la despojan de los gases ácidos.

El tanque de balance actúa como tanque de carga para las bombas de inyección de DEA. En este tanque se tiene una alimentación de gas combustible para mantener una presión interna constante y proporcionar una carga neta positiva a las bombas. La DEA pobre, es succionado del tanque de balance por las bombas de Amina tipo reciprocante de tres pistones, con el fin de mandar la solución al domo de la torre absorbedora, la presión de descarga de las bombas es de 1196 lpca. , en la descarga de las bombas se cuenta con un cartucho que sirve para inyectar agente antiespumante, que controle la formación de espuma en la torre absorbedora. Las Aminas que se utilizan en el proceso de endulzamiento son:

La Monoetanolamina (MEA. Este compuesta es una amina primaria, es un líquido de color claro, transparente e higroscópico con ligero olor amoniacal, cuya formula química es La (MEA) es la más reactiva de las Etanolaminas, y además es la base más fuerte de todas las aminas. La MEA ha tenido un uso difundido especialmente en concentraciones bajas de gas ácido. Tiene un peso molecular de 61,08 Unidades de Masa Atómica (UMA). Ahora si esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades, las unidades serán (lb/lbmol). Este peso molecular se considera pequeño, es por ello, que la MEA tiene la mayor capacidad de transporte para los gases ácidos

Esto significa menor tasa de circulación de la MEA para remover una determinada concentración de los gases ácidos, de un gas de alimentación. La utilización de la MEA no se recomienda, cuando hay presencia de impurezas tales, como C0S; CS2 y 02. Con todos estos compuestos se forman productos de degradación, los cuales deben de ser removidos añadiendo una solución alcalina, además de instalar un sistema de recuperación.

Con la MEA, se logran concentraciones muy bajas de la relación C02/H2S, y es eficiente en procesos donde la presión parcial del gas ácido en la corriente de

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entrada es baja. La corrosión y la formación de espuma son los principales problemas operacionales de la MEA. Otro problema que se presenta es que la concentración Porcentual en relación peso/ peso (%P/P), tiene un valor máximo de 15%, luego requiere de grandes cantidades de calor de solución en el sistema, lo que conlleva a una alta demanda calorífica, en el proceso. La presión de vapor de la MEA es mayor que otras aminas en iguales temperaturas. Esto puede incrementar las pérdidas por vaporización. Para mantener el proceso de corrosión bajo, se requiere que la concentración de la solución y la carga del gas ácido en la solución deben mantenerse suficientemente bajas que eviten la formación de bicarbonatos (HC03

-) y carbonatos (C03-2), compuestos altamente corrosivos, que

se forman por la disociación del Ácido Carbónico , como ya se sabe este es un ácido de baja estabilidad, que rápidamente de disocia produciendo bicarbonatos y carbonatos.

El bicarbonato o carbonato puede reaccionar con el ,, para formar Carbonato Ferroso ,considerado uno de los principales productos de la corrosión, en Plantas de Gas, con presencia de Sulfuro de Hidrógeno, Dióxido de Carbono, en cantidades que se les considera gases ácidos. Si hay presencia de agua, en el Sistema, no habrá la menor duda que el proceso de Corrosión este o se haga presente, por la formación del Ácido Carbónico y su posterior disociación.

b.- La Dietanolamina (DEA). Este compuesto a temperaturas mayores al ambiente es un líquido claro, higroscópico y viscoso, con un suave olor amoniacal. La DEA es un amina secundaría cuya fórmula química es , con un peso molecular de 105,14 Unidades de Masa Atómica (UMA). La DEA tiene su mayor aplicabilidad en el tratamiento de gas de refinerías, en los cuales pueden existir compuestos sulfurosos que pueden degradar la MEA. En la figura 7 se presenta la estructura molecular de la DEA.

Figura 7 Estructura Molecular de la DEA

La DEA es más débil que la MEA, pero los productos de la reacción con la DEA no son corrosivos. Además la presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, luego las pérdidas por evaporización con la DEA es menor que con la MEA. La reacción de la DEA con C0S y CS2 es muy lenta, luego prácticamente no causa problemas por degradación del solvente. La DEA se utiliza para endulzar corrientes de gas natural que contengan hasta un 10%, o más de gases ácidos. Es eficiente a presiones de operación de 500 o más lpcm. Los procesos con DEA han

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sido diseñados para operar con concentraciones porcentuales de solución entre 30 y 35 en la relación peso sobre peso %P/P, incluso a esta concentración la DEA no es corrosiva, por lo que se puede trabajar sin ningún temor, que la solución vaya a aumentar el proceso de corrosión, cosa que ocurre a menudo con solución, que se utilizan en los diferentes tratamientos.

c.-La Metildietanolamina (MDEA)La fórmula química de este compuesto es La MDEA es una amina terciaria que reacciona lentamente

con el (C02), por lo cual para removerlo requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción. Su mejor aplicación en la absorción, es la remoción selectiva del H2S, cuando los gases ácidos están presentes (H2S) y (C02), esto convierte a la (MDEA), en un compuesto selectivo de alta efectividad, para remover al sulfuro de hidrógeno. Si el gas es contactado a presiones suficientemente altas (800-1000 lpcm, bajo ciertas condiciones se puede obtener un gas con calidad para gasoductos. Lo que indica que la concentración del sulfuro de hidrógeno, tiene un valor de 0,25 granos de H2S/100 PCN. En la figura 8 se presenta la estructura molecular de la MDEA.

Figura 8 Estructura Molecular de la MDEA

d.- La Trietanolamina (TEA). Este compuesto es un líquido ligeramente amarillo, higroscópico y viscoso, su mayor utilidad se relaciona con su capacidad humectante La TEA es una amina terciaria, luego es altamente selectiva hacia el H2S, ya que la reacción con el C02, es muy lenta, y desde luego la formación de bicarbonatos y carbonatos es también lenta. La fórmula química de la TEA es

Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K2C03) en caliente Este proceso comprende una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio y despojo, con vapor a presión atmosférica. El proceso de absorción se controla esencialmente por el líquido y depende de las tasas de difusión a través de las interfases líquido- vapor y de la reacción con la sal de carbonato. La solución de la sal de carbonato rica se retira en la base del absorbedor y es enviada a temperatura constante, hacia la parte superior de la torre despojadora, en donde una concentración considerable del gas ácido es removida después de expandirla a la presión de regeneración cercana a la presión atmosférica. En este proceso no es necesaria la utilización de intercambiadores de calor, ya que el proceso de absorción se lleva a cabo fundamentalmente en condiciones atmosféricas. Quizás una de las partes más negativas de este proceso, es que logra llevar los gases

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ácidos a la especificación. Aunque el proceso es económicamente aceptable, cuando se desea eliminar altas concentraciones de gases ácidos, de un gas de alimentación.

Proceso de Endulzamiento y Recuperación de Azufre (S) La eliminación del Ácido Sulfhídrico o Sulfuro de Hidrógeno que acompaña al gas natural, y que se separa en la destilación atmosférica, y que está sobre todo presente en el gas resultante de los procesos de hidrotratamiento, es indispensable para evitar emisiones de azufre durante el quemado de dicho producto como combustible de la propia refinería. La separación del de los gases sustentado en la absorción en soluciones acuosas de aminas; la solución rica en se regenera por agotamiento con vapor para recircularse a la absorción, y el separado se procesa en unidades donde primeramente se realiza una combustión parcial del mismo para generar una proporción adecuada de y (S02) que enseguida se hacen reaccionar en una reacción catalítica para generar azufre elemental (S)

Componentes Utilizados en el Endulzamiento del Gas Natural con Aminas En las figuras 9 se presenta un diagrama de flujo de una planta de endulzamiento con Amina

En la figura 9 se observan que la entrada del gas acido en por debajo de la torre de absorción , mientras que la salida del gas dulce por arriba de la torre, en la figura se observa todo el proceso que se realiza en el proceso de endulzamiento con aminas, ya que como se sabe la amina reacciona con los gases ácidos para formar compuestos de baja efectividad energética, y por lo tanto se puede descomponer el compuesto formado aplicando energía, recuperando con ello las aminas y eliminando los gases ácidos. En la figura se observa también:

a.- Un separador de entrada, la principal función de este separador es eliminar los contaminantes que llegan junto al gas de alimentación, entre los cuales se encuentran hidrocarburos líquidos, partículas sólidas, agua y químicos utilizados en el tratamiento del gas. Si estos contaminantes no fuesen separados, podrían causar graves problemas de contaminación al proceso de endulzamiento.

b.- El absorbedor o contactor. Este aparato esta formado por una torre donde entran en contacto el gas ácido que llega por la parte inferior de la columna y la solución de amina pobre o regenerada, que llega por la parte superior. Esta torre trabaja a alta presión y baja temperatura. En este contacto el gas ácido es removido de la corriente gaseosa y transferido a la solución. El gas que sale por el tope de al torre es gas tratado, el cual debe de salir con muy poca cantidad de gas ácido, lógicamente esto dependerá de la eficiencia del proceso de endulzamiento, y por ende la eficiencia de los procesos, que dependen del endulzamiento, ya que otros procesos, serán severamente afectados, por la ineficiencia del proceso de endulzamiento. Para calcular el diámetro del absorbedor de amina se utiliza una fórmula especialmente deducida para ello, la cual es:

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Figura 9 Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Aminas

DI= (3)

Donde Di = diámetro interno del absorbedor en pulgadas y A = área total del absorbedor en pies cuadrados (pie2) Para poder resolver la ecuación (3) se necesita convertir en caudal de gas expresado en PCND a condiciones de operación, Luego es necesario conocer la presión y temperatura de operación, además de la gravedad específica o la densidad del gas. Por ejemplo ¿Cuál será el flujo másico en (lb/s) y flujo volumétrico en de 50 MM PCND de un gas natural, a una Presión de 1000 lpca y Temperatura de 120F, si el gas tiene una gravedad específica al aire de () 0,75 y una densidad de 4,35 (lb/PC)

La solución del problema se realiza a través de los factores de conversión, en este caso como se da el valor de la densidad del gas no es necesario realizar cálculos matemáticos para su cuantificación, caso contrario habría que encontrar las condiciones seudo críticas y seudorreducidas, para determinar el valor de l factor de compresibilidad (Z), el cual se determina por lo generan a través de gráficos, como por ejemplo de Standing Katz, para lo cual es necesario tener las

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condiciones seudocríticas y seudorreducidas del sistema, de tal de poder utilizar la gráfica sin problema.

Flujo Másico

Flujo Volumétrico

El área de la sección transversal se puede determinar por la siguiente fórmula:

(4)

Donde: (A) =área de la sección transversal en (P2); (B)=Factor de Espaciamiento entre platos, si se trata de 24pulgadas, este factor tiene un valor de 0,82, (C)= Factor de corrección de Barton. Los valores de este factor están en función de la temperatura en (R).

c.- Tanque de Venteo .Es un recipiente que se utiliza para separar el gas que se disuelve en la solución. Este aparato se instala cuando la presión del absorbedor es mayor a 500 lpcm, y se opera a una presión de 75 lpcm. El propósito principal de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución.

d.- Intercambiador de Calor Amina- Amina. El principal objetivo de este aparato es aprovechar el calor que viene de la amina pobre que sale del regenerador. La solución pobre que sale del rehervidor se enfría al pasar por el intercambiador de calor, mientras que la amina rica que viene del absorbedor se calienta hasta aproximadamente 190F. Se recomienda no separar el gas en la tubería, antes de entrar a la columna de regeneración, si esto ocurre el proceso de corrosión se incrementa en grandes proporciones.

e.- Regenerador. Este aparato es la columna en la cual se separa el gas ácido de la solución consta de un acumulador de reflujo, en el cual se condensa el agua que regresa al regenerador por la parte superior, y de un rehervidos, que sirve para suministrarle el calor a la torre. El principal objetivo del regenerador es remover el gas ácido contenido en la solución rica.

f.- Tanque de Abastecimiento. Este aparato se utiliza para almacenar la solución pobre. Se recomienda tener una constante observación para mantener el nivel de concentración de amina, en vista que si la solución trabaja demasiado diluida o concentrada la planta funciona en forma ineficiente También se debe de tener en cuenta, que si la solución de amina entra en contacto con el aire, esta reaccionará con el oxígeno, perdiendo con ello la habilidad para la remoción de los componentes ácidos del gas, luego se debe tener cuidado, para que no entre aire el aire o entre al tanque de abastecimiento.

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g- Bomba de la Solución Pobre. Aquí ocurre el abastecimiento a la bomba, por lo cual se incrementa la presión de la solución pobre de tal manera que la solución de amina pueda entrar al absorbedor, de tal forma que el proceso pueda realizarse sin mayores problemas operacionales.

h.- Recuperador o Reconcentrador Este aparato es como un rehervidor adicional, que se utiliza para regenerar la solución. En este recipiente la amina se evapora y regresa a la torre de regeneración, dejando en el recuperador, los sólidos y demás elementos indeseables que dañan la solución. La alimentación del recuperador llega por el fondo de la torre. Una concentración de 0,5 al 5% P/P de la solución pobre fluye por el recuperador. El caudal es controlado por un controlador de nivel.

i.- Regenerador. El principal objetivo de este aparato es remover el gas ácido contenido en la solución rica. Por lo, general en una planta que trabaja con aminas, la torre de regeneración contiene entre 18 y 24 bandejas, y la solución pobre entra en el cuarto plato por debajo del tope.

j.- Filtros. Este aparato tiene como objetivo filtrar las impurezas.

k.- Enfriador de la Solución Pobre. Este es una especie de intercambiador de calor adicional, tal como la solución pobre que sale del regenerador, por lo general tiene una temperatura muy alta, luego no se puede introducir de esa forma al equipo denominado absorbedor, porque disminuye la capacidad de retención de componentes ácidos. En el intercambiador adicional la solución fluye de los tubos, en donde la solución se enfría hasta 10F por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor. En la figura 10 se presenta un diagrama de flujo de un proceso de endulzamiento con la amina Terciaria MDEA. Como se sabe esta amina es selectiva hacia el Sulfuro de Hidrógeno, ya que la reacción con el Dióxido de Carbono es muy lenta, y por lo tanto prácticamente no hay reacción con este componente.

En la figura 10 se observa que el gas de alimentación ácido ingresa por la parte de debajo de la torre de absorción, donde se encuentra con la solución pobre de la amina, mientras que por la parte de arriba de la torre sale el gas tratado. En la gráfica se observa todo el procedimiento, que hay que realizar para obtener el gas dulce y que este dentro de la Norma de comercio.

2.-Proceso de Absorción con Solventes Físicos Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. En estos procesos el calor de reacción es menor que el calor de reacción con solventes químicos. Aquí el proceso tiene mayor efectividad, cuando se trabaja con una alta presión parcial del gas ácido y bajas temperaturas. Si el solvente físico se utiliza para la remoción del (C02), la regeneración del solvente puede realizarse simplemente por reducción de la presión de operación. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas en forma simultánea

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Figura 10 Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Amina

Una de las principales desventaja de la utilización de los solventes físicos es que incrementar la solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, como por ejemplo, propano y compuestos más pesados (C3

+), y por ende se incrementa la posibilidad que haya reacción con los hidrocarburos, disminuyendo con ello la efectividad del proceso de endulzamiento. Hay, también solventes físicos, que tienen mayor selectividad hacía la absorción del H2S, en presencia de C02., que los solventes químicos.

3.-Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos Estos procesos trabajan con combinaciones de solventes químicos y físicos, es lógico que presenten las características de ambos. La regeneración del solvente se logra por separación en etapas múltiples y fraccionamiento. Estos solventes pueden remover todos los gases ácidos, incluso el COS; CS2 y mercaptanos. La selectividad hacia él (H2S) se obtiene ajustando la composición del solvente y/o el tiempo de contacto .La solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, no presenta un .grave problema, para la eficiencia del proceso.

b.- Proceso de Endulzamiento por Adsorción. Los. Procesos de adsorción, en general se caracterizan por adsorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de gas natural. El proceso, también lleva asociado calor de la solución, el cual es considerablemente más bajo que el calor de reacción de los procesos de reacción con solventes químicos. La carga de gas ácido en los solventes físicos o en los procesos de adsorción es proporcional a la

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presión parcial del componente ácido del gas que se desea tratar

El proceso de adsorción es un proceso de separación para remover impurezas basadas en el hecho de que ciertos materiales altamente porosos fijan ciertos tipos de moléculas en su superficie. La adsorción es un fenómeno de superficie exhibido por un sólido (adsorbente) que le permite contener o concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas (adsortivo) sobre su superficie. Esta propiedad es debida a la adhesión. En la Adsorción. la corriente de gas natural hace contacto con sustancia sólidas que tienen propiedades adsorbentes, las cuales se encuentran empacados dentro de las torres adsorbedoras reteniendo selectivamente las moléculas de los gases ácidos del gas tratado.

La regeneración de los lechos secos se realiza mediante la aplicación de calor. El proceso de endulzamiento a través de la adsorción, por lo general es utilizado en gases donde la presión parcial de los componentes ácidos es baja. En el comercio existen varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes afinidades para varios componentes. En general el orden de adsorción es agua; H2S y C02.Para la remoción de H2S y C02, el agua debe removerse inicialmente resultando lechos de adsorción separados. La regeneración de los lechos permite la remoción del agua y su posterior condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso, lo que conlleva a la recuperación del gas.

c.- Procesos de Endulzamiento por Conversión Directa Estos procesos se caracterizan por la selectividad hacia él (H2S), el cual es removido en forma preferencial por un solvente que circula en el sistema. Estos procesos son de importancia, para evitar la contaminación ambiental del (H2S. El proceso opera mediante escalas redox. Aquí el solvente es una mezcla conformada por carbonato de sodio + Ácido Antraquinón Disulfónico (ADA)+ Metavanadato de Sodio, que actúa como activador Por lo general, este proceso opera con presiones que van de 14,7 lpca hasta 735 lpca, y con temperaturas desde 70 a 110 F. El proceso es de gran importancia, en la eliminación del Sulfuro de Hidrógeno de la corriente del gas Las etapas reconocidas son:

1.- Absorción del (H2S) en una solución alcalina

2.- Oxidación del (H2S) por el metavanadato de Na para convertirlo en azufre

3.- Oxidación del vanadato por medio del ADA

4.- Oxidación del ADA reducida con aire.

d.- Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares Se pueden utilizar para absorber físicamente los gases ácidos y luego se regeneran utilizando elevadas temperaturas o disminuciones de la presión. Las mallas moleculares son consideradas un método sofisticado, por lo tanto se utilizan fundamentalmente, cuando necesitan eliminar pequeñas cantidades de gases ácidos, sobretodo para dejar el gas en la norma.

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e.- Proceso de Endulzamiento por Membranas En la actualidad se están utilizando bastante las membranas permeables. La separación se logra aprovechando la ventaja de las diferencias de afinidad / difusividad, ya que el H20; H2S y C02 son altos difusores, esto indica que pueden pasar a través de una membrana con mayor facilidad que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz. Esto permite separar las impurezas del gas natural. El manejo de las membranas esta basado. En el uso de las membranas permeables para la separación del gas ácido. La separación se logra aprovechando las ventajas de las diferencias de afinidad / difusividad. El efecto de separación no es absoluto y por lo tanto, siempre habrá pérdidas de hidrocarburos en la corriente de gas ácido.

f.-Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno el proceso de Enduzamiento de Gas natural, también se puede emplear sustancias químicas que capaces de atrapar el H2S y eliminarlo de la mezcla gaseosa

Consecuencia de no Endulzar La principal consecuencia de no Realizar el Proceso de Endulzamiento del Gas Uno de las principales consecuencia de la presencia de gases ácidos es la corrosión. La corrosión es una condición operacional que se debe manejar en todas las instalaciones de endulzamiento El tipo de solución endulzadora y su concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de corrosión. Los lugares más propensos a la corrosión son el rehervidor, el intercambiador de calor y el generador, debido a las temperaturas elevadas que se manejan.

La selección adecuada de un método, para realizar el proceso de endulzamiento del gas natural, es de gran importancia. En realidad existen muchos procesos para la remoción de los gases ácido de las corrientes del gas natural. Antes de seleccionar un determinado proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del gas de alimentación y las condiciones de flujo, así como los requerimientos específicos del gas residual. Luego se recomienda realizar una evaluación de todos los procesos existentes, con el objetivo de seleccionar la mejor opción. Los principales factores que se deben de considerar para la selección de un proceso de endulzamiento con alta eficiencia son:

a.- Regulaciones de Contaminantes en el Ambiente En este se refiere a la presencia de H2S, C02, C0S, RHS, etc. Aquí se recomienda analizar en forma exhaustiva las Normas, que Venezuela establecer, referidas a la cantidad de los gases ácidos que se permiten en el ambiente, también las leyes internacionales del tema.

b.- Tipo y Concentración de las Impurezas en el Gas Ácido a Remover Con el objetivo de seleccionar un proceso de alta eficiencia en el proceso de endulzamiento es necesario tener un preciso conocimiento de la composición y concentración del gas de alimentación. Existen procesos que son de alta eficiencia para la eliminación del Dióxido de Carbono (C02), mientras que otros lo son para la eliminación del Sulfuro de Hidrógeno (H2S) e impurezas en general. Esto es necesario hacerlo, ya que el C0S y el CS2, reaccionan con la MEA en forma

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irreversible, produciendo con ello la degradación de la solución, y por ende detienen o hace ineficiente el proceso de endulzamiento. También la presencia de hidrocarburos líquidos y agua son problemáticos para la eficiencia del proceso.

c.- Tipo y Composición de las Impurezas del Gas a Tratar Para una mayor eficiencia del proceso de endulzamiento es necesario conocer con un cierto grado de precisión, el tipo y la concentración de los gases ácidos. Tal, como hay procesos de endulzamientos que son de alta efectividad, pero en concentraciones bajas de los gases ácidos.

d.- Especificaciones del Gas Residual. En este caso es de gran importancia saber, donde será utilizado el gas dulce. Esto significa que no todos los procesos de endulzamiento pueden alcanzar las especificaciones válidas para la industria.

e.- Temperatura y Presión del Gas Ácido y del Endulzado. Cuando el proceso de endulzamiento se realiza con MEA La temperatura del gas de carga varía de 50 a 150F y la temperatura del proceso varía entre 100 y 270 F, con lo cual el H 2S se puede recuperar casi el 100%, mientras que las presiones varían desde atmosférica hasta 1500 lpcm

Otros factores a tomar en cuenta son Volumen del gas a ser procesado; control de la Corrosión; Fracción molar de los hidrocarburos en el gas; requerimientos de selectividad; Costos de operación; Especificaciones de los productos líquidos.

Factores Involucrados en la Selección de un Método de Endulzamiento .El procedimiento de selección de un método de endulzamiento tiene una gran importancia y los factores que están involucrados en la selección del proceso de endulzamiento son:

a.- La afinidad del solvente o los gases ácidos con los hidrocarburos

b.- Degradación de los solventes por la presencia de oxígeno o trazas de componentes contaminantes.

c.- Costos operativos y confiabilidad del proceso; d.- Condiciones climáticas y toxicidad del solvente o reactivo utilizado; e.-Disposición de los subproductos.

Diseño de Sistemas de Enduzalmiento con el Solvente MEA. En la figura 11 se representa un esquema básico de una planta de MEA.

En la figura 11 se indican las diferentes etapas por las que debe de pasar un proceso de endulzamiento con el solvente químico MEA, de tal forma que el proceso de endulzamiento tenga la mayor eficiencia, tal como se señala antes la MEA es una amina primaria, por lo tanto no es selectiva, ni para el Sulfuro de Hidrógeno ni para el Dióxido de Carbono, lo que significa que pueden reaccionar con ambos a la vez, esto es de vital importancia para el proceso de endulzamiento del gas natural, sobre todo para la utilidad de la MEA.:

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Figura 11 Planta de Endulzamiento con MEA

a.- Condiciones de alimentación.: Aquí se refiere al gas que deberá de ingresar a planta de endulzamiento, y las condiciones operaciones del mismo. Por ejemplo. Se requiere endulzar 100 MM PCND, y el gas entra a la planta a una presión de 500 lpca y temperatura de 120 F El contenido de gases ácido es de 8,50% de C02

y 4500 ppm, V de H2S. Se espera que el gas salga de la planta cumpliendo con la norma establecida para el gas natural. Lo que corresponde a no más de 3% de C02 y no más de 4 ppm,V de H2S. Los cálculos para el diseño de la plantas, parten de lo siguiente. Sí la gravedad específica del gas al aire tiene un valor de 0,70,

Luego :TSC=390 R PSC=665 lpca, luegoTSR=1,48 PSR=0,75 Z=0,92El peso molecular aparente de la mezcla es (MA=28,97x0,70=20,28 (lb/lbmol), mientras que la densidad en condiciones de operación:

El caudal de alimentación se puede expresar como:

Tasa Másica

61,83 Tasa Volumétrica

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flujo molar

b.- Gas Ácido que Debe de Ser Removido. Si los requerimientos de la planta de endulzado indican que, el gas debe de salir con un contenido máximo de 2% de C02 y 3 ppm,V de H2S. Luego será necesario remover (8,50-2,00)=6,50%º, para el C02 y (4500-3,0)=4497 ppm,V para el H2S. Luego el gas ácido a remover es (6,9497% 6,95%). Luego el volumen de gas ácido a ser removido es:

1x108x0,0695=6,95 MM PCND. Esta cantidad en términos de flujo molar será

La presión parcial de los gases ácidos en el gas de alimentación es:

P(C02)=500x0,085=42,50 lpca y P(H2S)=500x0,0045=2,25 lpc

Presión Parcial de (H2S+C02)=44,75 lpca

c.- Tasa de circulación de la MEA Las investigaciones indican que tres moles de MEA remueven una libramos de gas ácido. Luego los moles de MEA que se necesitan para remover los gases ácidos (C02+H2S) se obtienen multiplicando por tres la tasa molar del gas ácido. Y a partir de este resultado se cuantifica la tasa másica de la MEA, la cual tiene un peso molecular de 61,08 (lb/lbmol). En forma adiciona se sabe que la Amina participa por lo general con una concentración porcentual de 15% P/P, siendo el solvente utilizado agua. Desde luego, se supone que el agua utilizada tendrá que cumplir con los requerimientos establecidos que este proceso sea de una alta eficiencia, lo que indica que no se puede utilizar un agua que no reúna los requerimientos exigidos por la norma, de tal forma que hay que tener siempre en cuenta estos requirimientos.

tasa másica de la MEA

Si se sabe que la densidad de la MEA es 62,3439 (lb/PC), se obtiene:

tasa volumétrica de la MEA

tasa de circulación de

MEAEstos cálculos se pueden en realizar también utilizando la Ecuación de Barton

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gpm= (5)

Donde: (GPM)= galones por minuto de amina; (Fa)= Factor de amina, cuando se trata de la MEA, este factor tiene un valor de 41, mientras que si es la DEA, el valor es 32 ;(y)= contenido de gas ácido en %V/V y (ZMEA)= concentración porcentual de la amina en %P/P y = Caudal de alimentación en MMPCND

Las dimensiones de la planta, se pueden resolver utilizado las figuras señaladas en este texto. Para ello se sabe el galonaje o tasa de circulación de la Amina. El diámetro del absorber, se determina a través de la Ecuación de Barton. El dimensionamiento del absorbedor se puede determinar conociendo el tamaño de la torre, la cual se determina con el caudal del gas y la presión de trabajo. Para determinar la cantidad de calor que se genera por efectos de la reacción entre el gas ácido y la solución, así como la cantidad de calor que, a su vez recoge el gas en su ascenso hacia el tope de la torre, se determinan utilizando las leyes de la termodinámica. El Calor que finalmente permanecerá en la solución, se le resta al calor total producido el calor absorbido por el gas. Este cálculo permite determinar la temperatura de descarga de la solución, ya que esta se determina a partir del calor absorbido por la solución, para ello se requiere conocer el calor específico de la solución.

El cálculo del intercambiador de salida de la solución esta limitado por la temperatura máxima a la cual se puede llevar la solución rica, a la entrada del regenerador. El calor que absorbe la solución rica debe de ser retirado de la amina que sale del regenerador, con lo cual la temperatura de la solución pobre desciende en su valor de temperatura. La carga calorífica del rehervido se determina aumentado la temperatura de la solución desde el punto de entrada a la torre hasta el punto de ebullición de la solución en el rehervidor.

Corrosión por Presencia de Gases Ácidos Este proceso de corrosión se divide:

a.- Corrosión dulce o corrosión por Dióxido de Carbono (CO2).Este tipo de corrosión, representa uno de los principales problemas que confronta la industria petrolera. En vista que el C02 en presencia de agua libre forma ácido carbónico (H2C03). El ácido ataca al hierro y forma bicarbonato de hierro soluble (Fe(HC03)2), que al calentarse libera Dióxido de Carbono (C02), mientras que el hierro forma un óxido insoluble. Si en el medio esta presente el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) reaccionará con este óxido para formar Sulfuro Ferroso (FeS). Todo, esto ocasiona deterioros severos en los equipos e instalaciones pertenecientes al área de producción, almacenaje y transporte. Debido a su bajo costo el material de

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construcción mayormente utilizado es el acero al carbono, el cual es altamente susceptible a ser corroído por la presencia de un alto contenido de Dióxido de Carbono (CO2). Es necesario entender el proceso de corrosión por CO2 para poder predecir, prevenir y atacar sus efectos de manera efectiva. Éste tipo de corrosión es común en sistemas de transporte de gas que contengan dicho elemento en presencia de agua. El mecanismo de corrosión por CO2, conocida como corrosión dulce envuelve una serie de reacciones químicas que pueden ser divididas en las siguientes etapas

Etapa I. En esta etapa ocurre la reacción entre el dióxido de carbono (CO 2) y el agua. Es decir que el dióxido de carbono se disuelve en agua formando Ácido Carbónico (H2C03), que un ácido débil, lo que significa que muy rápidamente se descompone, ya que se producen componentes que son altamente corrosivos creándose un ambiente sumamente corrosivo. El H2CO3 obtenido sufre una doble disociación formando en primer lugar iones bicarbonato (HC03

-) y luego iones carbonatos (C03

-2). Las reacciones químicas de mayor importancia, y que pueden ser demostradas son:

(6)(7)(8)

Etapa II. En esta etapa ocurre el transporte de los reactantes desde la solución hasta la superficie del metal, proceso que se caracteriza, según las siguientes reacciones:

(9)(10)(11)

Etapa III. En esta etapa ocurren dos reacciones simultáneamente, siendo una de ellas: la disolución del hierro metálico (Fe) en la intercara metal/electrolito. Esto significa que el hierro (Fe) de la tubería se oxida, lo que sería una reacción anódica

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Los iones de hidrógeno (H+) formados en la doble disociación del ácido carbónico se reducen al ganar los dos electrones producidos por la oxidación del hierro, la reacción de reducción, que es una reacción que también ocurre en la intercara metal /electrolito es:

(13)Etapa IV. En esta etapa se lleva a cabo el transporte de los productos del proceso de corrosión desde la superficie del metal hasta el fluido., en donde las especies disueltas se combinan formando una sal, denominada Carbonato Ferroso (FeCO3

), aunque en la industria se acostumbra a llamarle Carbonato de Hierro, proceso

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que ocurre, según la siguiente reacción, para determinar si hay o no hay Carbonato de Hierro, que se considera producto de la corrosión, basta con determina el producto iónico, y si este es mayor que la constante de producto de solubilidad del Carbonato de Hierro, se puede asegura, sin ninguna duda, que se ha formado el precipitado, desde luego hay varios factores y procesos que catalizan esta reacción, como lo es por ejemplo la presencia de cloruros.

(14)

En la industria en algunos casos la producción de Carbonato de Hierro, se la adjudica a la reacción:

(15)Reacción, que en condiciones de producción petrolera difícilmente ocurre, ya que el Ácido Carbónico es inestable, y si hay presencia de agua muy fácilmente se disocia en Bicarbonato y Carbonatos , ambos altamente corrosivos.

El compuesto Carbonato Ferroso , que por lo común en la industria se le llama Carbonato de Hierro es obtenido como producto de la corrosión se precipita, depositándose sobre la superficie del metal, donde forma una capa del compuesto formado, proporcionando con ello cierto grado de protección al acero contra una mayor corrosión cuando no es removida (debido a la acción del flujo) de la superficie del metal, aunque desde luego la formación del precipitado estará totalmente relacionado con la temperatura de la reacción, además del patrón de flujo, y la velocidad del fluidos. Por la posibilidad de protección de la corrosión por la formación de la sal es algo, que habrá que estudiar mucho. lo Una manera de predecir la corrosión por el Dióxido de Carbono es determinar la presión parcial del gas, la cual se calcula como se muestra a continuación:

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Donde: (PP)= presión parcial del dióxido de carbono y(PT)= presión total del sistema La norma MR0175 de la Asociación Nacional de Ingeniería de Corrosión (N.A.C.E) y API publicación N° 6-1976 señala que: Para presiones parciales de CO2 menores de 7 lpcm la corrosión es leve Para presiones parciales de CO2 que oscilan entre 7 y 30 lpcm se asume corrosión moderada Para presiones parciales de CO2 mayores de 30 lpcm la corrosión es severa Este principio no es siempre aplicable cuando hay presencia de agua salada, ya que las sales disueltas causan tasas de corrosión que se incrementan considerablemente.La ley de Henry expresa que la cantidad de gas disuelto en una fase líquida es directamente proporcional a la presión parcial del gas sobre el líquido a una temperatura dada La ley de Henry expresa que la cantidad de gas disuelto en una fase líquida es directamente proporcional a la presión parcial del gas sobre el

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líquido a una temperatura dada, este principio de expresa a través de la siguiente ecuación:

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Donde (C) = concentración del gas en solución y (H)= constante de Henry

Tipos de Corrosión por CO2:Ikeda ha clasificado la capa de carbonato de hierro en la superficie del metal en tres diferentes tipos, dependiendo de las propiedades físicas de la capa y la temperatura a la cual se forma, el producto de la corrosión, que en este caso es el Carbonato Ferroso o simplemente Carbonato de Hierro, como se le denomina en la industria.

Tipo I: La corrosión es homogénea y ocurre a temperaturas menores de 140F y pH menores de 5, que no contribuyen a la formación de una película estable sobre el metal. La disolución del hierro no es alta, pequeñas cantidades de (FeCO3) se forman en la superficie y por ende el producto de corrosión no cubre enteramente la superficie, y además tiene poca capacidad de adhesión y es arrastrado de la superficie del metal por el fluido en movimiento, pasando a la solución.

Tipo II: La corrosión es localizada, se define para temperaturas intermedias cercanas a los 212F. En este rasgo de temperatura se produce la mayor tasa de corrosión y se observan picaduras en el metal. Simultáneamente, comienza el crecimiento de cristales de (FeCO3), sobre la superficie del metal, creándose gran cantidad de sitios de alta y baja densidad electrónica, de esta manera la capa de (FeCO3), será heterogénea de lento crecimiento y porosa, los poros presentes actuarán como sitios anódicos en el proceso de corrosión, y con ello propician la corrosión localizada

Tipo III: Ocurre a temperaturas superiores a los 392F, la corrosión disminuye por la formación de una capa delgada, compacta, adherente y de buenas propiedades mecánicas de (FeCO3). La velocidad de disolución del hierro y la velocidad de formación del FeCO3 son altas, de tal manera que la núcleación de cristales de FeCO3 sobre la superficie es rápida y uniforme. Alrededor de los 392 F se observa un nuevo incremento en la velocidad del Proceso de corrosión, el cual podría atribuirse a la formación de un óxido de hierro, cuya fórmula es (Fe 3O4), disminuyendo la estabilidad y protección de la capa de pasivación. En general, podría establecerse que las velocidades de corrosión por dióxido de carbono alcanzan un máximo cuando la temperatura está por debajo de 212 F.

Factores que influyen en el Proceso de corrosión por CO2.Los factores que influyen sobre este proceso de corrosión son:.a.- pH de la solución: desempeña un rol importante cuando se forman capas de carbonatos, debido a que la solubilidad de éstos disminuye a medida que el pH aumenta. En el nivel de pH medio (4-10), la velocidad de corrosión está controlada

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por la velocidad de transporte del oxidante tiende a seguir uno de los tres patrones generales.

b.- Temperatura: la formación y protección que ofrece la capa de carbonato de hierro depende de la temperatura. La velocidad de corrosión tiende a aumentar conforme se eleva la temperatura El aumento de la temperatura disminuye la solubilidad del CO2.

c.- Presión: La presión incrementa la solubilidad del CO2 en el agua, provocando la disminución del pH. y la presión parcial de CO2 influye de tal forma que la velocidad de corrosión se incrementa en función de ésta en un orden exponencial de 0.5 – 0.8. Como, se sabe la presión es un parámetro de mucha influencia en sistemas gaseosos, por lo tanto su influencia en los procesos de corrosión, tiene que se tenida en cuenta.

d.- Flujo: es otra variable muy importante en la corrosión por CO2. El flujo en forma líquida afecta las reacciones químicas o electroquímicas en los procesos de corrosión. Así mismo, puede contribuir a la formación de una película estable sobre la superficie del metal por incremento de transferencia de masa, pero también puede remover la capa protectora por erosión.

e.- Concentración: la concentración de iones inorgánicos, tales como Calcio; (Ca+2); Carbonatos (C03

-2) y Ferrosos (Fe+2) en solución acuosa, determinan la formación y composición de los productos de corrosión.

Existen también otros factores que afectan la corrosión, tales como: Dimensión del sistema.; Régimen de flujo.; Relación volumétrica entre fases. Velocidad de los flujos.; Características fisicoquímicas del medio.; Material expuesto. y Presencia de sólidos en el fluido.

b. Corrosión Ácida o Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno (H2S) Este tipo de corrosión; se presenta en la industria petrolera asociada a los pozos de producción de hidrocarburos ácidos o gases ácidos (gases o petróleos que contienen azufre). La presencia de este gas es posible en mayor o menor proporción en función del yacimiento en producción. El contenido de azufre presente en el gas es producto de ciertas reacciones químicas con mercaptanos (RHS) y disulfuros (CS2), así como reacciones metabólicas de organismos microbianos anaerobios. El gas H2S disuelto en agua en pequeñas cantidades, puede crear un ambiente sumamente corrosivo, desde luego este proceso estará relacionado con la presión de vapor, de la solución formada, y por ende bajo la influencia de todos los factores, con lo cual esta involucrado la presión de vapor. Este tipo de ataque puede ser identificado dada la formación de una capa negra de sulfuro de hierro sobre la superficie metálica, la cual es conocida como corrosión general por H2S. El mecanismo bajo el cual opera se resume en tres etapas Etapa I. El sulfuro de hidrogeno gaseoso (H2S) se disuelve en agua donde ocurre una doble disociación, proceso que ocurre, según lo siguiente:

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(19)

Estas reacciones, no tienen mucha importancia en el proceso de corrosión, ya que su reacción es lenta, por lo tanto su influencia en el proceso de corrosión no es alta

Etapa II. En esta etapa ocurre, la disolución del hierro en la interacara metal /electrolito,

(20)

Etapa III. Los cationes Ferroso (Fe+2) reaccionan para formar Sulfuro Ferroso, la reacción es:

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Esta última reacción es la reacción de corrosión para la formación de Sulfuro Ferroso o simplemente Sulfuro de Hierro. Aunque también hay que tener en cuenta como producto de la corrosión, la reacción:

, reacción que podría ocurrir sin necesidad de la presencia de agua

La capacidad protectora de la capa de sulfuro de hierro dependerá de las propiedades físicas y homogeneidad de la misma. Varios productos del tipo ( FeXSy) pueden formarse dependiendo de la presión parcial del sulfuro de hidrógeno gaseoso. A presiones parciales de H2S por debajo de 0,1 lpcm., se forman los productos más protectores ( FeS y FeS2) mientras que por encima de este valor, se forman productos más imperfectos ( Fe9S8) que permiten la difusión del Fe2+ y son menos protectores Además de la corrosión general, se pueden presentar otros dos tipos de corrosión por H2S. Estos son:

1.- Corrosión bajo tensión Por presencia de Sulfuro de Hidrógeno (CBTS) en presencia de sulfuros en la cual la resistencia mecánica de los aceros, la presencia de esfuerzos residuales y/o externos anudado a un medio sulfurado, promueven este fenómeno. La norma NACE-MR-01-75 [19] establece criterios para determinar cuando un medio puede ocasionar fallas por corrosión de sulfuros (FCPS), considerando que en un sistema puede ocurrir (FCPS) cuando la presión parcial del H2S en el gas es mayor o igual a 0,05 lpcm. Adicionalmente la norma especifica que el material debe tener una dureza superior a 22 Unidades de dureza (HRc) para que se considere susceptible a la corrosión bajo tensión en presencia de sulfuros, e indica que es poco probable que en un material con una dureza menor a la indicada ocurra este tipo de corrosión, pero puede ocurrir corrosión uniforme causada por H2S. La presión parcial del Sulfuro de Hidrógeno, seguramente un poco cuestionada por utilizar el concepto de gas ideal, ya que

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utiliza el concepto de la ley de Dalton, por lo tanto válida para los gases ideales, se determina por la siguiente fórmula:

(22)

2.- Corrosión por Agrietamiento inducido por hidrógeno, este tipo de corrosión se simboliza por las letras (CIH) e. Involucra la formación, crecimiento y unión de ampollas internas producto de un mecanismo de fragilización por hidrógeno. Este fenómeno a diferencia (CBTS) ocurre en algunos aceros de mediana resistencia que generalmente han sido aceptados para operar en ambientes ácidos, según la norma NACE TM-01-77.Los factores que promueven este tipo de ataque son: pH ácidos, temperatura entre 50 y 95 F, trabajo en frío, aplicación de esfuerzos externos no necesariamente por encima del valor de fluencia y a presiones parciales de H2S por encima de 0,015 lpcm.

c.- Corrosión por efecto combinado de CO2 y H2S .El gas proveniente de los pozos de producción presenta mezcla en concentraciones variables de H2S, CO2 y Cl-. La presencia de alguno de estos agentes, en un medio acuosos, es capaz de producir graves daños por corrosión, pero la combinación de los mismos puede acelerar o disminuir la velocidad de corrosión y la criticidad del daño esperado. Es importante el efecto del H2S en la corrosión por CO2 y su comportamiento, ya que pueden formarse películas de productos de corrosión en forma competitiva entre sulfuro de hierro( FeS) y carbonato de hierro ( FeCO3), lo que puede, ir en función de la temperatura, concentración del agente corrosivo y presión, acelerar o disminuir la velocidad de corrosión, por lo que se considera importante definir cuál de los mecanismos de corrosión ( Por CO2 o por H2S) es el predominante, antes de determinar el comportamiento de la velocidad de corrosión en un sistema determinado , según los resultados obtenidos por Kane la relación entre las presiones parciales de H2S y CO2 proporciona un indicativo que permitirá determinar el mecanismo de corrosión predominante en el sistema:

Corrosión por C02 (23)

Corrosión por H2S (24)

Ejemplo si una mezcla de gas natural a una presión de 1500 lpca y temperatura de 130 F, tiene un contenido de 8,45%V/V de C02 y 950 ppm,V de H2S:¿Cuál será el mecanismo de corrosión predominante?

126,75/1,43=88,64<200 mecanismo predominante corrosión por H2S. En la figura 12 se presenta un tipo de corrosión por efecto combinado:

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Figura 12 Corrosión por Efecto Combinado de y

En la figura 12 se observan la corrosión electroquímica provocada por la presencia de Sulfuro de Hidrógeno, Dióxido de Carbono y Agua, sistemas gaseosos. En este caso los productos de la corrosión son las sales de Carbonato y Sulfuro Ferroso. En este caso la corrosión predominante es la corrosión electroquímica, para lo cual están dadas todas las condiciones, ya que existe la zona anódica, donde ocurre el proceso de oxidación o proceso de corrosión del metal, además están presentes las zonas catódicas, donde ocurre las reacción de reducción., que en este caso específico es la reducción de los hidrógenos formados en la disociación, del acido carbónico, ácido que se ha formado por la alta solubilidad del Dióxido de Carbono. En general, este tipo de corrosión es bastante común en la industria petrolera, y por ende en la industria del gas natural.

La corrosión electroquímica esta relacionada con la formación de pilas galvánica o pilas de corrosión, todo este proceso se puede demostrar en forma muy fácil, utilizando los conceptos electroquímicos, ya que necesariamente tiene que haber un intercambio de electrones de la zona anódica hacia la zona catódica, electrones que se mueven gracias al electrolito, que en la mayoría de los casos es la misma agua, que actúa como tal.Proceso de Deshidratación del Gas Natural. La deshidratación del gas natural se define como la extracción del agua que esta asociada, con el gas natural en

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forma de vapor y en forma libre. La mayoría de los gases naturales, contienen cantidades de agua a la presión y temperatura los cuales son extraídos del yacimiento. En general, se puede señalar, que el contenido de agua o vapor de agua en el gas, así como el contenido de hidrocarburos condensables ante un aumento de presión o disminución de temperatura, resultan inconvenientes para la conducción del gas por tuberías ya que provocaría obstrucciones de importancia Es por ello que el gas natural debe ser sometido a un proceso de deshidratacióny de extracción de gasolina, las razones del porque se debe aplicar el proceso de deshidratación son:

Justificación del Proceso de Deshidratación: El proceso de deshidratación del gas natural, esta justificado, debido fundamentalmente a:

a.- Evitar la formación de hidratos, en vista que estos componentes pueden detener y/o entorpecer el flujo de gas por tuberías La verdad es que hay que evitar la formación de hidratos La formación de hidratos ocurre siempre, que el gas natural contenga agua, y esta a su vez se condense dentro de la tubería y otros recipientes, que sirvan de transporte del gas Los hidratos son compuestos cristalinos blanquecinos, parecidos a la nieve, y que se forman por la reacción entre los hidrocarburos livianos o gases ácidos y el agua líquida. La composición de los hidratos, por lo general es 10% de hidrocarburos y 90% de agua. La gravedad específica de los hidratos anda por el orden de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos líquidos.

La formación de hidratos en el gas natural, ocurre siempre que haya agua libre y se enfríe el gas por debajo de la temperatura de formación de hidratos .Lo lógico sería establecer las normas para evitar la formación de hidratos, en vista que si estos se llegan a formar los problemas operaciones se incrementan, ya que los hidratos taponan la tubería de transporte. Uno de los correctivos que se puede aplicar para evitar la formación de hidratos es el metanol o monoetilenglicol, con los cuales se baja el punto de rocío y se impide la formación de hidratos. La formación de hidratos se fundamenta en lo siguiente:

a.- Condiciones Primarias

1.- El gas debe encontrarse a una temperatura igual o inferior al punto de rocío del agua en el gas o en presencia de agua libre.

2.- Presencia de hidrocarburos livianos y/o gases ácidos

3.- El proceso se encuentra a bajas temperaturas a las presiones de operación, y

4.- Altas presiones a la temperatura de operación.

b.- Condiciones Secundarias:1.- Altas velocidades de los fluidos

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2.- Presiones pulsantes o inestables

3.- Fluidos sometidos a cualquier tipo de agitación, y

4.- Introducción del gas en un pequeño cristal de hidratos

La Formación de Hidratos en el Gas Natural, ocurre fundamentalmente, porque la humedad del gas al condensarse da origen, mediante su combinación con los hidrocarburos a baja temperatura. Es así, entonces, que como consecuencia de la fuerte reducción de presión, que puede ocurrir en las válvulas reguladoras de presión de la Planta, se origina una importante disminución de temperatura como consecuencia de la brusca expansión del gas, provocando la formación de hidratos, los que se cristalizan formando hielo o una especie de nieve en la instalación. Por dicho motivo, es necesario que en instalaciones en que se produzcan fuertes caídas de presión, adoptar medidas tendientes a evitar este problema, dado que dichos hidratos afectan el normal funcionamiento de la instalación .Para ello se admite la utilización de dos métodos Que son : Inyección de hidratantes y Calentamiento del Gas.

Para evitar la formación de hidratos se requiere una presión elevada y una temperatura baja. A cada valor de presión corresponde un valor de temperatura por debajo de la cual pueden formarse hidratos si existe humedad. A mayor presión es también mayor aquella temperatura. Por ello este inconveniente es más común a mayores presiones. Para evitarlo debe procederse a deshidratar el gas, es decir, bajar su punto de rocío hasta temperaturas inferiores a 32F. Ello se efectúa mediante procesos que emplean como absorbedores agentes sólidos o líquidos También se logra impedir la formación de hidratos mediante la inyección en el gas de sustancias inhibidoras, tales como el metanol. En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, ellos se extraen en forma de gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales como compresión y enfriamiento, absorción con kerosén, etc.

La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría por debajo de la temperatura de formación de hidratos. En la formación de hidrato de hace presente una reacción química, entre el agua, que se condensado, por aumentos en presión o disminuciones de la temperatura, con los hidrocarburos volátiles. Una vez formados los hidratos, no hay posibilidad de eliminarlos, y la única forma de es sacarlos de la tubería. La temperatura y presión a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos puede predecirse en forma gráfica, como también se puede determinar a través de ecuaciones matemáticas, que pueden indicar en forma aproximada la temperatura de formación de hidratos, una de esas fórmulas matemáticas es:

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En donde: P es la presión del sistema En las situaciones donde los cálculos predicen la formación de hidratos, se puede evitar dicha formación removiendo el agua del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas mediante el uso de inhibidores que se mezclan con el agua que se ha condensado. Para el problema planteado de deshidratación, y como la presión tiene un valor de 2000 lpca, lo que significa que la temperatura de formación de hidratos es:70,5 F

b.-Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de consumo y distribución Al gas que se transporta se le extrae el agua que contiene, hasta los niveles necesarios para que cumplan con la norma establecida, y que respondan al destino que, ha sido establecido para el gas. Por ejemplo, para poder transportar el gas, por un sistema de redes y tuberías de gas, debe tener un máximo de 5- 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas (5- 7 lb H20/ MM PCN. Aunque, el máximo contenido de agua del gas depende del tipo de clima, ya que en climas fríos la cantidad aceptada es 1-2 lb de H20/ MM PCN. La cantidad 5-7 lb de H20 /MM PCN, es válida para climas tropicales, con ello se garantiza que el punto de rocío ocurra a 32F. Lo que significa que el fluido trabajara a temperatura por encima de 32 F sin que se produzca condensación del agua. El punto de rocío del agua es la temperatura a la cual se condensa el agua, a una presión previamente establecida

c.- Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos. Cuando el gas será utilizado en los procesos criogénicos. La norma válida para transportar gas por una tubería que es 7 lb H20/ MM PCN no es aplicable. En vista que los procesos criogénicos deben de trabajar a una temperatura menor a la crítica, luego el agua en esas condiciones se congelara, y será un impedimento, para la eficiencia del proceso. Luego en estos casos la cantidad de agua permisible en el gas debe de ser mucho menos.

d.- Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas Cuando el gas natural contiene agua, que se condensa dentro de las tuberías se forman hidratos, que son causantes de taponamiento de los gasoductos e impiden que el gas pueda circular, por la tubería. Lo normal es que el ingeniero analice las condiciones de formación de hidratos y aplique los correctivos a tiempo, para evitar la formación de hidratos. Además, si el gas transportado entra a una caldera y contiene baches de agua, de seguro habrá una explosión, ya que el agua a evaporarse aumenta 1700 veces su volumen. La magnitud de la explosión dependerá de la cantidad de agua que llegue a la caldera y de la temperatura a la que se encuentren.

Determinación de la Cantidad de Agua en el gas Natural La cantidad de agua que los hidrocarburos gaseosos puedan transportar se puede determinar con Equipo denominados Medidores del Punto de Rocío. Aunque este parámetro no hace la diferencia entre hidrocarburos líquidos y agua propiamente tal. La presión y/o temperatura del gas natural incide en la cantidad de agua que pueda retener. Si, por ejemplo la presión es constante, a medida que se enfría un volumen dado

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del gas, su capacidad de retención de agua disminuye, ya que no hay posibilidad de mantener el agua en forma de vapor.

Para determinar la cantidad de agua que pueda estar en forma de vapor junto al gas se utiliza la figura 13 (Denominada Gráfica de Mc Ketta- Webe), permite determinar la cantidad de agua que pueda retener el gas natural saturado a diversas condiciones de presión y temperatura

Figura 13 Contenido de agua en los hidrocarburos, según Mc Ketta- Webe

Para utilizar la figura 13 se necesita conocer las condiciones de presión y temperatura de operación y, se busca la intersección de ambas líneas, y después se busca la cantidad de agua, que contiene el gas natural. El contenido de agua se expresa en libras de aguas por millón de pies cúbicos normales de gas La cantidad de agua que se cuantifica de esta forma corresponde al gas el gas dulce Por ejemplo, si se quiere determinar la cantidad de agua que tiene el gas dulce a una temperatura de 100F y presión de 1000 lpca. Simplemente se busca la línea

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de la temperatura de 100F y se hace busca la intersección con la línea que representa el valor de la presión de 1000 lpca, y se encuentra que el gas contiene 80 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas. Lo que indica que el contenido de agua en este caso es 80 lb de agua/MMPCN, luego el gas tiene condiciones de gas hidratado, y por lo tanto para convertirlo en gas anhidro y que este dentro de la norma el gas debe de ser deshidratado, de tal forma que pueda ser comerciado, ya que el contenido de agua en el gas natural afecta sobre todo el contenido calorífico del gas, además de otros procesos, donde el agua afecto las condiciones operacionales.

Como el contenido de agua encontrado en estas condiciones corresponde al gas dulce. Si el gas natural que se esta analizando contiene gases ácidos, es necesario determinar el contenido de agua que pueden contener estos componentes, y con ello determinar el contenido total de agua en el gas. El contenido de agua que contiene, el C02 se presenta en la figura 14, mientras que la figura 15 representa el Contenido de agua en el H2S.

Figura 14 Contenido de agua en C02 saturado en Mezclas de Gas Natural

En ambas figuras se determina el contenido de agua, en los gases ácidos, sin tener en cuenta la composición molar de los gases ácidos. Luego para determinar la cantidad total de agua en la mezcla de gas natural, se suman la cantidad de agua obtenida en la gráfica del gas dulce (figura 13) y la cantidad de agua que se obtiene en las figuras 14 del C02 y 15 del H2S., para la obtención del contenido total de agua en el gas se utiliza la siguiente ecuación:

W(GA)= Y(HCS)(Wc(HCS)+Y(C02)(Wc(C02)+Y(H2S)(Wc(H2S) (26)

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Figura 15 Contenido de Agua en el Sulfuro de Hidrógeno

En donde: Wc(GA)= contenido de vapor de agua en la mezcla ácida; Y(HCS)= Fracción molar de los hidrocarburos en el gas dulce; (Wc(HCS)= Contenido de agua en el gas dulce; Y(C02)= Fracción molar del en el gas Wc(C02) = Contenido de agua en Dióxido de Carbono puro; Y(H2S)= Fracción molar del sulfuro de hidrógeno en el gas natural y Wc(H2S)= Contenido de agua en el Sulfuro de Hidrógeno puro. Esta fórmula permite determinar la cantidad de agua que se encuentra en un gas natural, incluido la cantidad de impurezas, que puede tener también alguna en su composición. La utilidad de la ecuación (26) es de gran importancia para determinar el contenido total de agua en el gas, y con ello poder planificar todos los procesos a los que tiene que ser sometido el gas natural, antes de poder ser utilizado.

Ejemplo ¿Cuál es el contenido de agua de una mezcla de gas que esta sometido a una presión de 2000 lpca y una temperatura de 120F, y que además contiene 3,50 % de H2S y 8,25% de C02?

Solución La figura 13 Indica que el contenido de agua en el gas dulce es de 86 libras de agua por millón de pies cúbicos normales de gas, mientras que la gráfica 14 señala que el contenido de agua en el Dióxido de Carbono es 90 libras de agua por millón de pies cúbicos normales de gas, y por último la gráfica 15 indica que el contenido de agua en el Sulfuro de Hidrógeno es 185 libras de agua por millón de pies cúbicos normales de gas, luego aplicando la fórmula (26), queda:

W(GA)=0,8825x86+0,0825x90+0,035x185=89,80 lb de agua /MM PCN.

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El contenido de agua en el gas dulce se puede determinar, también por la correlación de R Bukacek ,a partir de la presión del gas ,para ello se utiliza la siguiente ecuación:

W= A/ P(lpca) + B (lb/MM PCN) (27)

Las constantes A y B están tabuladas en función de la temperatura, luego en el Cuadro 3.

Para determinar el contenido de agua del problema anterior queda:

W(H20)=80400/2000+23,7 =63,9 lb H20/ MM PCN

Parámetros que participan en la Deshidratación del Gas Natural Existen varios métodos para deshidratar el gas natural .La selección de un proceso, dependerá fundamentalmente del grado de deshidratación necesario y d la evaluación económica del proceso seleccionado. Los procesos más conocidos son:

a.- Enfriamiento Directo El contenido de agua saturada en un gas decrece con el aumento de la presión o con una disminución de la temperatura. Por, lo tanto, gases calientes saturados con vapor de agua pueden ser parcialmente deshidratados por enfriamiento directo. Los gases sujetos a la compresión son normalmente enfriados antes de ir a la línea de distribución. Este proceso de enfriamiento puede remover agua del gas y es de naturaleza cíclica, ya que el fluido recibe calor del sistema a enfriar

El proceso de enfriamiento directo se lleva a cabo mediante el uso de refrigeración mecánica con adición de Inhibidores de Hidratos.Desde luego en este proceso de enfriamiento se puede remover agua del gas. En este caso el proceso será de naturaleza cíclica. Esto, es porque el fluido refrigerante recibirá calor del sistema a enfriar. medio ambiente o se transmite a otro sistema, que actúa como receptor de esa energía calorífica. Cuando la energía calorífica se disipa, el fluido refrigerante inicia de nuevo el ciclo. Los fluidos refrigerantes de mayor uso, en la industria del gas natural son el Propano y Metano. En este proceso hay que tener mucho cuidado con la cantidad de líquido que se acumula en los equipos. de enfriamiento del gas natural, se utiliza el Efecto de Joule- Thomson con adición o sin adición de inhibidores de hidratos El efecto de Joule- Thompson es el cambio en la temperatura del gas que se origina cuando el gas es expandido en condiciones isentálpicas En coeficiente de Joule y Thompson se define a través de la siguiente ecuación:

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b.- Expansión del Gas a una Baja Presión. En este proceso para obtener el El descenso de la presión de una corriente de gas produce enfriamiento, excepto cuando se trata del Helio (He) y del Hidrógeno (H) :Luego se puede concluir que

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Cuadro 3 Constantes de R. BukaceK

T(F) A B T(F) A B T(F) A B60 12200 5,77 62 13100 6,08 64 14000 6,4166 15000 6,74 68 16100 7,10 70 17200 7,1772 18500 7,85 74 19700 8,25 76 21100 8,6778 22500 9,11 80 24100 9,57 82 25700 10,0084 27400 10,50 86 29200 11,10 88 31100 11,6090 33200 12,20 92 35300 12,70 94 37500 13,3096 39900 14,00 98 42400 14,80 100 45100 15,30102 47900 16,0 104 50800 16,70 106 53900 17,50108 57100 18,30 110 60500 19,10 112 64100 20,0114 67900 20,9 116 71800 21,8 118 76000 22,70120 80400 23,70 122 84900 24,70 124 89700 25,6126 94700 26,9 128 100000 28,0 130 106000 29,10132 111000 30,30 134 117000 31,6 136 124000 32,90138 130000 34,20 140 137000 35,60 142 144000 37,0144 152000 38,50 146 160000 40,00 148 168000 41,60150 177000 43,20 152 186000 44,90 154 195000 46,60156 205000 48,40 158 215000 50,20 160 225000 52,10162 236000 54,10 164 248000 56,10 166 259000 58,20168 272000 60,30 170 285000 62,50 172 298000 64,80174 312000 67,10 176 326000 69,50 178 341000 72,00180 357000 74,80 182 372000 77,20 184 390000 79,90186 407000 82,70 188 425000 85,80 190 443000 88,40192 463000 91,40 194 483000 94,80 196 504000 97,70198 525000 101,00 200 547000 104,00 202 570000 118,00204 594000 111,00 206 619000 115,00 208 644000 119,00210 671000 122,00 212 690000 126,00 214 725000 130,00216 755400 134,00 218 785000 139,00 220 818000 143,00222 848000 148,00 224 881000 152,00 226 915000 157,00228 950000 162,00 230 987000 166,00 232 1020000 171,00234 1060000 177,00 236 1140000 187,00 240 1190000 192,00242 1230000 198,00 244 1270000 204,00 246 1320000 210,0248 1370000 216,00 250 1420000 222,00 252 1470000 229,00254 1520000 235,00 256 1570000 242,00 258 1630000 248,00260 1680000 255,00 280 2340000 333,00 300 3180000 430,00320 4260000 543,00 340 5610000 692,00 360 7270000 869,00380 9300000 1090,0 400 11700000 1360,0 420 14700000 1700,0440 18100000 2130,0 460 22200000 2550,0

el Efecto de Joule- Thompson, es el cambio de temperatura que se produce en un gas que se expande a partir de una presión constante más baja, sin transmisión de calor. Los procesos de transmisión de calor ocurren por medio de al Conducción, Conversión y Radiación La Expansión del gas a una baja presión,

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como forma de enfriamiento se puede realizar a través de dos diferentes procesos:

1.- Expansión Isentálpica Este proceso se utiliza cuando se necesita aumentar la recuperación de líquidos de un gas húmedo proveniente del pozo, por lo general con alta presión. En el proceso en flujo de gas húmedo es pasado a través de una válvula expansora, donde la temperatura del gas disminuye, con ello se logra que una fracción de los componentes intermisos y pesados presentes en la mezcla de gas natural se condensen. Luego los líquidos condensados son retirados del flujo de gas usando, para ello un separador de baja presión. El gas frío y seco se utiliza para preenfriar la corriente de gas húmedo que alimenta el sistema.

2.- Expansión Isentrópica. Este proceso se produce cuando la corriente de gas húmedo pasa a través de un turboexpansor. En este caso disminuye, ocurre una disminución de la temperatura del gas y se obtiene una cierta cantidad de trabajo, el cual se utiliza para mover los equipos de bombeo. También esta disminución de la temperatura, que la mayoría de los casos es un valor apreciable, se utiliza para recuperar líquidos del gas natural. Este es el principal principio de los procesos criogénicos. Es necesario hacer resaltar que la expansión isentrópica es un proceso de mucho más efectividad, pero los costos de instalación de equipos, son mucho mayores.

Transferencia de Calor: Este parámetro existe, siempre que hay una diferencia de temperatura en el universo, la energía se transfiere de la región de mayor temperatura a la de menor temperatura. De acuerdo con los conceptos de la termodinámica, esta energía transmitida se denomina calor. Las leyes de la termodinámica tratan de la transferencia de energía, pero siempre se refieren a sistemas que están en equilibrio, y solo pueden utilizarse para predecir la cantidad de energía requerida para cambiar un sistema de un estado de equilibrio a otro, por lo que no sirven para predecir la rapidez con que puedan producirse estos cambios. La ciencia llamada transmisión o transferencia de calor complementa los principios primero y segundo de la termodinámica clásica, proporcionando los métodos de análisis que pueden utilizarse para predecir la velocidad de la transmisión del calor, además de los parámetros variables durante el proceso en función del tiempo

Para un análisis completo de la transferencia del calor es necesario considerar mecanismos fundamentales de transmisión: conducción, convección y radiación, además del mecanismo de acumulación. El análisis de los sistemas y modelos de intercambio de calor requieren familiaridad con cada uno de estos mecanismos y sus fundamentos, así como de sus interacciones El calor puede transmitirse de tres maneras.

a.-Conducción de Calor Puesto que el calor es la energía de la actividad molecular, una forma simple de transferencia, será la comunicación directa de la energía molecular a través de una sustancia por medio de colisiones entre sus moléculas, esta forma de transferir el calor se denomina conducción Los metales son buenos conductores de electricidad, por tener electrones libres, y como estos

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electrones libres contribuyen poderosamente a la conducción del calor, lo que hace que los metales sean excelentes conductores de electricidad

b.- Convección de Calor. Esta es una forma de transmisión del calor de un lugar a otro por movimiento de la materia caliente La transferencia de calor por convección de un cuerpo comprende el movimiento de un fluido en relación con el cuerpo. Si el movimiento es provocado por las diferencias de densidad debidas a la diferencia de temperatura en las diferentes localidades del fluido, se conoce como convección natural. Si el movimiento del fluido es provocado por un agente externo como un ventilador, se denomina convección forzada. La transferencia de calor por corrientes de convección en un líquido o en un gas, está asociada con cambios de presión, debidos comúnmente a cambios locales de densidad. Un aumento de temperatura en un fluido va acompañado por un descenso de su densidad, lo que se puede utilizar para determinar el coeficiente de convección de calor.

c.- La Combinación de Radiación y Absorción Este es otro tipo de transferencia de calor. En la radiación, la energía térmica se transforma en energía radiante, similar en su naturaleza a la luz. En realidad, una parte de esta radiación es luminosa. En esta forma, la energía radiante puede atravesar distancias enormes antes de ser absorbida por un cuerpo y transformada de nuevo en calo. La radiación es la transferencia de calor por radiación no requiere ningún medio material intermedio en el proceso. La energía se traslada desde la superficie del sol hasta la tierra, donde es absorbida y convertida en energía calorífica. La radiación es un proceso por el cual fluye calor desde un cuerpo de alta temperatura a un cuerpo de baja temperatura

Reacciones Químicas en el Proceso de Deshidratación de Gas. El fundamento de este proceso es entre las reacciones químicas, que ocurren entre el agua y ciertas sustancias químicas. Lo que involucra, por lo general un proceso de alta efectividad, cuando se aplica a la deshidratación del gas natural. Pero, el proceso de regeneración de la sustancias puede convertirse en un proceso muy complejo. Y, desde luego le quita la posibilidad de utilizarlo a nivel industrial. Y convierte al proceso a condiciones de laboratorio, y se utiliza fundamentalmente para determinar el contenido de agua en el gas natural.

d.- -Deshidratación por Absorción. Este es uno de los procesos de mayor utilidad, en la industria del gas natural. El proceso consiste en remover el vapor de agua de la corriente de gas natural, por medio de un contacto líquido. El líquido que sirve como superficie absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo:

1.- Alta afinidad pon el agua, y ser de bajo costo,

2.-Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo,

3.-Estabilidad para regeneración

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4.- Viscosidad baja,

5.- Baja presión de vapor a la temperatura de contacto,

6.- Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural

7.- Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas. Los glicoles y el metano son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del gas natural El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo, por lo que su uso tiene unas ciertas limitaciones, y se selecciona por lo general en los casos siguientes:

Instalaciones temporales y es deseable aplazar las decisiones relativas en los equipos permanentes del manejo de gas. Las condiciones operacionales a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos son de alta inestabilidad. La temperatura de operación es tan baja que las viscosidades de otras sustancias puedan ser muy altas, todo esto es muy necesario tener en cuenta para hacer una evaluación de la efectividad del proceso de deshidratación de una mezcla de gas natural.

Deshidratación del Gas Natural con Glicoles Estos componentes se encuentran en una gran cantidad, pero los que más se utilizan en el proceso de deshidratación del gas natural son:

1.- Etilénglicol (EG) cuya Fórmula química es H0C2H40H, luego su peso molecular es 62,10 (lb/lbmol), tiene su punto de congelamiento en 8 F

2.-Dietilénglicol (DEG): Fórmula química es 0H (C2H40)2H, su peso molecular es de 106,1 (lb/lbmol), mientras que el punto de congelación es 17 F

3.- Trietilénglicol (TEG) :Fórmula química es 0H(C2H40)3H. El peso molecular alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 19 F

4.- Tetraetilénglico (TTEG) Fórmula Química es 0H(C2H40)4H, su peso molecular es 194, 2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 22 F.

Los glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que permiten obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, con lo las pérdidas de vapor son menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe utilizarse a temperaturas inferiores a 50 F, ya que se incrementa mucho la viscosidad. El EG y DEG se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas, tanto en los procesos de refrigeración y expansión. Ninguno de los dos debe usarse a una temperatura menos a 20 F, todo provoca que el uso de los glicoles en el proceso de deshidratación de gas natural, sea de mucha importancia, ya que es un proceso, que puede ser de alta eficiencia, siempre y cuando el proceso de maneje, dentro de los parámetros operacionales establecidos, ya que caso contrario no se puede producir un proceso eficiente.

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Los factores que influyen en la selección del glicol son:

a.- Bajo costo: El costo de glicol no es muy alto, luego este factor provoca que sea de gran utilidad en el proceso de deshidratación en cualquier industria.

b.- Viscosidad, un valor de viscosidad por debajo de 100 - 150 CPS. Hace que los fluidos fluyan con dificultad. Luego se requiere conocer la concentración del glicol y la temperatura del trabajo del equipo deshidratador.

c.- Reducción del Punto de Rocío (RDR). En el momento en que el glicol absorbe agua, disminuye la temperatura de rocío del gas natural. Este proceso el Descenso del Punto de Rocío (DPR).La reducción del (DPR) es influenciada por. La tasa de flujo del glicol; temperatura de contacto glicol /gas en el tope del absorbedor, eficiencia de contacto del glicol pobre. Cuando el proceso de deshidratación del gas natural se realiza con (TEG) a 100 F y una concentración de 95 %P/P, se puede reducir el punto de rocío hasta 46 F. Mientras que el (DEG) a la misma concentración, reduce el punto de rocío en 54F. Pero, esta situación cambia al aumenta la concentración, si la concentración del glicol en el agua es por ejemplo 99% P/P. En la (RDR), el agua pase antes a la fase líquida y el glicol simplemente la atrapa.

EL (DPR) es en 90 F, mientras que si se utiliza (DEG) es 84F. Luego estas observaciones es conveniente tenerlas en cuenta, cuando se quiera seleccionar el tipo de glicol más apropiado y eficiente para una operación. Si el gas que se va a deshidratar no tiene contaminantes ácidos, se puede obtener un (DPR) de hasta 65F, para ello se necesita subir la temperatura del horno. La reducción del Punto de Rocío se puede determinar por la Ecuación de Hammerschmidth:

(29)

Donde: (d)= descenso del punto de rocío; (M)= peso molecular y (W)= concentración del glicol en la fase líquida en la relación %P/P. Este es un parámetro de gran importancia, ya que para que el proceso de deshidratación sea efectivo la concentración del glicol debe de ser alta.

d.- Solubilidad del Glicol. Este compuesto es soluble en condensado. Además se puede demostrar que el TEG es más soluble que el DEG. La solubilidad del TEG es de quinientas partes por millón (500 ppm), a 90 F, mientras que la del DEG es 350 ppm. Cuando hay hidrocarburos aromáticos, la solubilidad del glicol es todavía más alta.

e Presión de Vapor. Este parámetro es importante de conocerlo, en vista que permite determinar la cantidad de glicol que se sale de la planta por evaporación. Teóricamente se sabe, que las pérdidas de glicol aumentan, cuando la presión de vapor se hace más alta. Para determinar las pérdidas por evaporización se utiliza

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la siguiente fórmula:

Pérdidas = (30)

Donde: (PV) = presión de vapor del glicol en mm de Hg; (M)= peso molecular del glicol ;(T)= temperatura de operación en F y (P)= presión de operación en lpcm.

Factores de Deterioro del Glicol Los principales factores de deterioro son:

a.- La acidez en el proceso de absorción con glicol se produce por la presencia de los gases ácidos, también por la descomposición del glicol en presencia de oxígeno y excesivo calor en el horno. Sí el pH esta por debajo de 5,5 el glicol sé autoóxida, con la formación de peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos. Luego para evitar la formación de estos productos se recomienda mantener el pH entre un valor de 6 y 8,5, pero el valor óptimo es 7,3. Las sustancias, que más se emplean para subir el valor del pH son las alcanolaminas. El uso de estas sustancias se fundamenta en que:

b.- La solubilidad de las aminas en glicol no depende del contenido de agua, y en ella hay que tener en cuenta lo siguiente:

1.- Las aminas son fácilmente determinadas en condiciones de laboratorio

2.- La reacción amina- gas es reversible, luego las aminas son retenidas en el horno y se puede reutilizar

c.- Contaminación con Sales, Hidrocarburos y Parafinas. En algunos casos el gas natural, que será sometido al proceso de deshidratación puede arrastrar sales de los pozos, luego al entrar el gas al deshidratador las sales se depositan en las paredes de los tubos del horno y puede provocar el rompimiento del tubo produciendo graves problemas operacionales. Ahora si el gas es del tipo parafínico, puede dejar depósitos de cera en los puntos fríos del sistema, esto también produce problemas operaciones al proceso de deshidratación.

d.- Formación de Espumas. Este factor es de alta incidencia en la eficiencia del proceso de deshidratación. La formación de espuma, puede ser de tipo mecánica, se considera que es mecánica, cuando la caída de presión a través del absorbedor aumenta en 20 libras y el glicol removido del sistema no forma espuma. La formación de espuma del tipo mecánico produce turbulencia. Es decir altas velocidades del gas a través del absorbedor. El otro tipo de espuma es de tipo químico. El espumaje tipo químico se puede detectar batiendo el glicol en una botella, si se produce altas pérdidas de glicol, entonces la espuma es del tipo químico. Esta espuma es contaminante, para algunos compuestos, como hidrocarburos. Los hidrocarburos pueden entrar al sistema de glicol si el separador de entrada esta dañado, como también si se permite que la temperatura del glicol

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pobre este por debajo de la temperatura de entrada del gas al separador, con lo cual se condensan los hidrocarburos pesados en la unidad.

En general la espuma, tanto mecánica, como química produce deshidratación pobre y pérdidas de glicol muy altas. Para evitar la formación de espumas se puede utilizar antiespumante, pero esto debe ser temporal hasta que se encuentre la verdadera causa de la formación de espumas.

e.- Absorción de Hidrocarburos. Si el punto de rocío de los hidrocarburos es alto, el glicol tiende a absorberlos., esto todavía es mayor cuando hay presencia de aromáticos.

f.- Punto de congelamiento de la solución agua – glicol. Esto permite conocer la formación de los primeros cristales de hielo en la solución de glicol- agua.

Pasos de un Proceso de Deshidratación con Glicol En Etilenoglicol y el Dietilenoglicol se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas en procesos de refrigeración y expansión, pero hay que tener en cuenta que no pueden utilizarse a temperatura menores a 20F. El proceso de deshidratación con glicol, no se puede realizar hasta el final, cuando el gas deshidratado debe de ir a los procesos criogénicos, ya que aquí el contenido de agua debe de ser mucho menor, en cantidades no mayores a los 10 ppm. En la figura 16 se presenta una Típica Planta de Deshidratación con Glicol.

Figura 16 Unidad de Deshidratación con TEG

En la figura 16 se observa, que el gas húmedo, que ha sido previamente pasado por un depurador, entra por en fondo de la torre de absorción. Luego el gas viaja hacia el tope de al torre en contracorriente al glicol que viaja del tope al fondo de la torre. El gas entra en contacto con el glicol en cada bandeja con copas, con lo cual

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hace posible que el glicol absorba el vapor de agua contenido en la corriente de gas. El gas seco, sale por el tope de la torre y pasa a través de un separador, en donde se separan las gotas de glicol que pueda contener el gas. El glicol húmedo abandona la torre por el fondo.

Es de hacer notar que el glicol húmedo no solo absorbe el vapor de agua de la corriente de gas, sino que también absorbe las fracciones de hidrocarburos. Posteriormente, el glicol pasa a través de un tanque de vaporización a baja presión. Aquí la mayoría de los hidrocarburos se evaporan y se envían al quemador del rehervidos. En general, se puede señalar que la eficiencia de un proceso de deshidratación con glicol depende principalmente de las siguientes variables: a.- La Concentración del Glicol La cantidad de glicol en la torre de absorción es una de las variables que mayor influencia ejerce en el proceso de deshidratación. La importancia de este parámetro, es que el punto de rocío del agua en el glicol puede ser controlado mediante los ajustes de concentración del glicol. La concentración del glicol depende de la eficiencia de liberación del agua en el regenerador.

b.- La Tasa de Flujo del Glicol. Las plantas de glicol por lo general utilizan una tasa de circulación de 2 a 4 galones de TEG / lb de agua extraída.

c.- El Número de Platos. Este parámetro y la concentración del glicol son variables que dependen entre si. Si se fija el número de platos y la tasa de circulación, entonces la eficiencia del proceso de deshidratación solo dependerá de la concentración del glicol.

Principales Equipos de una Planta de Deshidratación

a.-Torre de Absorción. Una torre de absorción puede estar constituida por platos con copa (se usa cuando el flujo de líquido es bajo y el gas alto) o pueda estar empacada. El número de platos, con lo cual debe de estar conformado una torre de absorción se determina a través de equilibrios dinámicos.

b.- Rehervidor. La fuente de energía de un equipo rehervidor puede ser de fuente directa o indirecta.

c.- Filtros En el caso del glicol, los filtros de mayor uso son filtros tipo tamiz

d.- Bombas. Las bombas de desplazamiento positivo son las que más se usan

e.- Acumulador de Glicol. Este acumulador debe de estar provisto de un nivel de líquido y de un aparato para determinar la temperatura del glicol pobre.

En la zona de Orocual República Bolivariana de Venezuela, existe una planta deshidratadora de gas. El gas llega a la estación a una presión de 1300 (lpcm). La

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función de la planta deshidratadora es extraer el agua de la corriente de gas, que entra a la planta para dejarlo dentro de la Norma ( . El gas deshidratado es utilizar para recuperación secundaria, así como su transferencia hacia la zona industrial de Maturín, donde es utilizado como fuente energética. Parte del gas es enviado también al Centro de Acondicionamiento de gas, en el Complejo Jusepín, Estado Monagas. En la figura 17 se muestra un esquema de la Planta Deshidratadora de Gas de Orocual.

Figura 17 Esquema de la Planta Deshidratadora Orocual

La figura 17 representa en esquema del proceso de deshidratación de gas natural. con Trietilenglicol El Trietilenglicol tiene una concentración mayor al 99% P/P. Lo que indica que su contenido de agua es menor al 1% de agua. La concentración del componente deshidratador es de mucha importancia, para la eficiencia del proceso. La deshidratación se inicia con la entrada del gas húmedo por la parte inferior de la torre contactora, donde ocurre la separación del agua del gas. La corriente de gas húmedo, después de incesar a la torre contactora fluye hacia los niveles superiores de la torre, donde entra en contacto con el glicol, el cual absorbe el agua. El gas una vez seco sale de la torre pasa por un intercambiador de calor gas/glicol y sale hacia el cabezal de segregación y distribución.

Deshidratación del Gas Natural por Adsorción Este proceso describe cualquier proceso, donde las moléculas de un fluido líquido o gaseoso puede ser retenidos en la superficie de una superficie sólida o líquida, debido fundamentalmente a las fuerzas superficiales de la superficie. Los cuerpos sólidos se mantienen juntos, debido a fuerzas cohesivas que generalmente no están balanceadas en su superficie. Por esta razón, las moléculas superficiales pueden atraer moléculas de otros cuerpos. Lo que significa que un cuerpo sólido, puede atraer otras moléculas

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de una corriente de fluido de una manera similar a las fuerzas de atracción magnéticas. Con, lo que puede causar la adhesión de moléculas del fluido a moléculas de la superficie sólida. Lo que en este caso concreto ocurre, ya que las moléculas del agua son atraídas, por las moléculas de la superficie sólida. Para que el proceso de adsorción sea de alta eficiencia se requiere que el área de adsorción sea extremadamente grande. Luego para conseguir esta superficie se le comprime y se le coloca en envase pequeño, de tal forma que se expanda cuando tome contacto con la sustancia, que será adsorbida El proceso de adsorción puede ser físico o químico

a.- Adsorción Química En este caso los principales adsorbentes se caracterizan por reacciones químicas entre el fluido a tratar y el material adsorbente. Esta adsorción tiene muy poca aplicabilidad en la deshidratación del gas natural

b.- Adsorción Física Si es Físico requiere del uso de un material adsorbente, y que debe de tener las siguientes características. Una gran área para el tratamiento de altos caudales; una actividad alta para los componentes a ser removidos, una alta tasa de transferencia de masa, una regeneración económica y de baja complejidad. La adsorción física requiere del uso de un material adsorbente, que debe de tener las siguientes características. La adsorción física se considera que es un proceso reversible, mientras que la química es irreversible, esto es de gran utilidad, ya que aplicando calor a la adsorción física se pueden recuperar los parámetros, proceso que se denomina Deserción Térmica.

Una gran área de superficie, una actividad con los elementos que serán removidos del fluido, una tasa de transferencia de masa relativamente grande, una regeneración de fácil manejo, una resistencia mecánica alta, debe de ser económico y no corrosivo, ni tóxico, y además poseer una alta densidad de masa, tampoco debe de presentar cambios apreciables, en relación con el volumen durante el proceso de adsorción, mantener al resistencia mecánica.

Materiales Utilizados en la Adsorción de Agua en el Gas Natural Existen una gran cantidad de materiales que satisfacen algunas de los requerimientos, entre los más utilizados son los tamices moleculares, alúmina activada, silica gel y carbón activado.

a.- Tamices Moleculares. Estos son compuestos cristalinos, que por lo general son silicatos. Los cuales, son desecantes altamente especializados y manufacturados para un tamaño de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado para la adsorción selectiva de un componente dado. Por lo general el tamaño de poros de los tamices moleculares anda por el orden de los 3-10 angstroms (3-10 A). Los tamices moleculares tienen una alta aplicabilidad, en el gas que servirá como materia prima para los procesos criogénicos. El proceso de deshidratación del gas natural, con el uso de tamices moleculares no es más que la fijación del vapor de agua a la superficie del cuerpo sólido, es decir remover el vapor de agua de la corriente de gas por medio del contacto con una superficie sólida, las moléculas de agua son atrapadas en la superficie debido a las fuerzas

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intermoleculares

b.- Alúmina Activada. Este material esta compuesto fundamentalmente por Oxido de Aluminio . El compuesto puede ser utilizado para deshidratar corrientes de gas y líquidos, y lo mismo adsorbe hidrocarburos pesados que puedan estar presentes en la corriente de gas, pero estos hidrocarburos son difíciles de remover. El desecante es alcalino y puede reaccionar con ácidos. Con este material se pueden condiciones muy favorables en los puntos de rocío de hasta menos cien grados (-100F). Este material tiene una gran utilidad, por ser altamente económico y de alta densidad másica

c.- Silica Gel. Este es uno de los desecantes sólidos de gran utilidad, esta conformado principalmente por Oxido de Silicio y se pueden obtener puntos de rocío de hasta (-100F). El compuesto también puede adsorber hidrocarburos pesados, siendo más fáciles para remover en el proceso de regeneración, lo que hace que el silica gel se recomiende para controlar los hidrocarburos con el punto de rocío del agua en ciertas aplicaciones. El tamaño promedio de los poros de la silica gel es de 20 A. El desecante es un material ácido y puede reaccionar con componentes básicos.

d.- Carbón Activado El carbón activa es un producto tratado y activado químicamente para que tenga la capacidad de adsorción. Se utiliza, por lo general para adsorber hidrocarburos pesados y/o solventes aplicados en la corriente de gas natural, tiene poca aplicabilidad en el proceso de deshidratación del gas natural, al utilizar este componentes hay que tener cierto cuidado, ya que al parecer tiene problemas ambientales, que hay que controlar.

Ejemplo de un Proceso de Deshidratación de Gas Natural Por Adsorción. En este proceso el fluido al secarse es pasado a través de una torre empacada. Tal como se muestra en la figura 18

La figura 18 representa un diagrama típico de una planta de deshidratación de gas natural por adsorción En figura 18 se puede observar que mientras en una torre se deshidrata el gas, en la otra se regenera el material adsorbente. La mayor parte del gas es pasado por el tope de la torre de adsorción En el fondo se obtiene gas seco. El gas que deja la torre de regeneración se enfría y se le hace pasar por un separador, donde es despojado del agua e hidrocarburos

Problemas Operaciones en el proceso de Deshidratación del Gas Natural a Través de la Adsorción con Tamices Moleculares: Los tapones de agua dañan en cierto grado los tamices moleculares, para evitar estos tapones se debe utilizar un separador a la entrada de la planta, antes del absorbedoer. También hay que tener en cuenta que los cambios bruscos en la presión, la velocidad excesiva del gas y los movimientos de lecho debido al calentamiento y enfriamiento pueden causar compactación del empaque desecante, estos problemas pueden evitarse con un buen diseño mecánico

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Figura 18 Unidad de Deshidratación por Adsorción

El problema más común para los lechos es la contaminación del tamiz con hidrocarburos pesados, para evitarlo deben de utilizarse filtros o lechos de bauxita aguas arriba del absorberdor, de tal forma de poder mantener el proceso con una alta eficiencia, y que además no se vean involucrados otros procesos.

Componentes Utilizados en un Proceso de Deshidratación del Gas Natural con TEG Para el diseño de una planta de deshidratación, hay que tener en cuenta que la eficiencia de este proceso, esta muy relacionada con los cálculos necesarios que se deben de utilizar:

a.- Torre de Absorción. Para el diseño se tienen los siguientes datos:Caudal del Gas a Tratar Gravedad específica del gas al aire

Presión de operación de la torre

Contenido de agua en el gas a tratar

El contenido de agua en el gas de alimentación se puede determinar en forma gráfica o a través de la correlación de BukaceK. En este caso se determina el contenido de agua en el gas dulce (WCAGD)

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Los gráficos 14 y 15 indicar que el C02 contiene 96 , mientras que el

H2S contiene 220 , luego el contenido de agua en el gas total es:

WCAGT=77,3x0,889+96x0,0935+220x0,0175= 81,46 (lb de H20/ MM PCN. Luego el porcentaje molar del agua en el gas de alimentación es:

%Molar de H20 en el gas=

Contenido de agua requerida a la salida de la planta Concentración del TEG que entra a la torre de absorción es 99,5%P/P. La pureza de este material es algo que siempre hay que tratar de controlar, ya que eso depende en gran forma la eficiencia del proceso.

b.- Temperatura de Operación de la Torre se Absorción. Este parámetro se determina en forma gráfica para ello se utiliza la cantidad de agua a la entrada y la presión de operación, con lo cual se obtiene la temperatura de saturación del gas

. Este valor es aproximadamente igual a la temperatura de operación de la torre de absorción. Se asume que el diseño de la torre, será con platos, luego la corrección para la temperatura es de 0,991, lo que indica que la temperatura de operación es

c.-. Gravedad Específica del Gas. Este parámetro se corrige, en tablas donde se obtiene que el factor de corrección para el valor de 0,67 es 1,024, luego el valor es:

d.- Construcción de la línea de Operación. Para el diseño de este parámetro se necesita: definir los siguientes aspectos:

Flujo másico de Gas Húmedo que entra a la torre de absorción en (lb/día) =

Flujo Másico de gas seco (lb/día)= Este flujo másico de gas seco es igual al flujo másico de gas saturado con agua que entra a la torre de absorción menos el flujo de agua que viaja en la fase de vapor con el gas, este parámetro hay que tener bien en cuenta para los cálculos, luego se tiene que:

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(mH20 en V2)= MMPCN= x MMPCND = 3258,4

(mH20 en V2)=2094283,07-3258,4= 2091024,67

Relación de peso, del agua al gas seco, que entra a la torre de absorción, en(lb de agua /lb de gas seco)= m H20 en V2/ =

=

Flujo Másico de gas tratado que sale de la torre de absorción, en (lb/día)=

V2-(m H20 absorbida)=2094283,07 -(3258,4-7x40) =2091304,67

Relación de peso del agua al gas seco que sale en el gas tratado, en lbH20/lb de gas seco = (mH20 en V1)/(m de gas seco)=

Flujo másico de la solución TEG regenerada que entra a la torre de absorción en (lb/día)

Flujo Másico de la solución TEF que sale de al torre de absorción, en (lb/día)

Relación de peso del agua al TEG puro que entra a la torre de Absorción en ( lb de agua/lb TEG).

Relación de peso del agua al TEG puro que sale de la torre de absorción en lb de agua/lb TEG

Flujo Másico del TEG puro (lb/día)

En forma gráfica utilizando la cantidad de agua a la salida de la torre

y la presión de operación se obtiene la temperatura a la cual el

gas natural y el agua estén en equilibrio, que en este caso es 28F. Con este valor y la temperatura de operación de al torre de absorción, se obtiene en forma gráfica la concentración del TEG en % P/P del TEG a la salida de la torre, la cual en este caso es 98%P/P. El balance total de masa en la torre de absorción es:

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El balance de TEG puro en la torre de absorción es:

(%TEG en L1) x (%TEG en L2).

;

La cantidad de TEG puro que entra a la corriente de la solución Agua- Glicol que entra a la torre de absorción es:

(%TEG en L1)xL1=(0,995x195688,8=194710,36

La tasa de agua en la corriente de solución Agua- Glicol que entra a la torre de absorción es:

(mH20 en L1)=1-(%TEG en L1L1=

Luego se obtiene que:

La tasa agua la corriente de solución Agua- Glicol que sale de la torre de absorción es:

(mH20 en L2)L2=1-(%TEG en L2L2=

Después de haber realizados todos los cálculos necesarios para el diseño de la torre de absorción, para el diseño se necesita determinar lo siguiente parámetros que juegan un importante papel, por lo tanto hay que tener bien claro, para utilizarlo en forma adecuada y correcta, y que no provoque problemas operacionales:a.- Construcción de la Curva de Equilibrio Líquido (X)- Vapor (Y). La curva de equilibrio se obtiene de graficar la relación de peso del agua al gas seco (Y), en función de la relación del agua al TEG puro(X)

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b.- Cálculo del Número de Platos Reales de la Torre de Absorción . Este cálculo se realiza en forma gráfica

c.- Determinación del Diámetro de la Torre de Absorción. En este caso es necesario calcular las áreas de flujo correspondiente al líquido y gas, como también la velocidad del líquido, área correspondiente al gas, también la velocidad de la fase gaseosa.

d.- Cálculo de los Orificios de entrada y salida del Gas en la Torre de Absorción

e.- Diseño del Regenerador. Para el diseño del Regenerador se necesita definir los siguientes parámetros: Flujo másico de la solución de TEG que viene de la torre de absorción y entra a la torre de regeneración en (lb/día). El valor de al flujo másico del TEG que abandona la torre de absorción, es decir

Flujo másico de la solución de TEG que sale de al torre de regeneración en lb/día

Flujo Másico de vapor de agua y gas de burbujeo que sale del rehervidor y entra a la torre de regeneración, en lb/día.

Flujo Másico de vapor de agua, gas de burbujeo y TEG(perdido), que sale de la torre de regeneración, en lb/día: Este flujo másico que sale de la torre de regeneración es igual:

(mH20 en )+(mTEg perdido)+(mgas de burbujeo). La concentración de la solución del TEG a la salida de una unidad de regeneración depende de la eficiencia de despojamiento del agua que se tenga en esa solución, los datos indican que por lo general se utilizan 10 PCN/gal de TEG como gas de burbujeo

Flujo Másico de la solución de TEG regenerada que sale del rehervidor y es enviado a la torre de absorción, en lb/día

Q= Calor total cedido en el Rehervidos para evaporar el agua en exceso contenida en TEG , en (TBU/hora). Este parámetro se determina a partir de la fórmula siguiente:

, y desde luego se puede determinar el calor del agua y del TEG, y con ello se determina el calor total. En vista que el calor cedido al agua es igual al calor sensible necesario para obtener agua saturada más el calor latente necesario para evaporar el agua, hasta lograr vapor saturado

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Principales Equipos Utilizados en una Planta de Deshidratación con Glicoles

a.-Absorbedor de Glicol. Es una torre donde el gas cargado con agua, se pone en contacto en contracorriente con el glicol limpio o deshidratado,

b.- Válvulas de Expansión. En vista que, por lo general el glicol en el horno se encuentra a presión atmosférica y en absorbedor existe alta presión, se debe de utilizar una válvula para lograr controlar los siguientes aspectos, que son la caída de presión y el control del nivel de glicol en el absorbedor

c.- Separador de Glicol e Hidrocarburos líquidos. Es equipo se encarga de la separación del gas y el condensado que arrastra el glicol desde al absorbedor

d.- Filtros. Estos equipos sirven para separar las impurezas

e.- Intercambiadores. En este aparato el glicol rico a temperatura ambiente es utilizado para enfriar el glicol pobre que viene del horno. Para que este proceso ocurra se utilizan intercambiadores de tubo y carcasa. El glicol rico se puede calentar hasta una temperatura de 300F, mientras que el glicol pobre puede ser enfriado hasta 200 F.

f.- Regenerador. La parte principal de este aparato se encuentra en el horno. El regenerador puede calentarse con vapores de agua, con aceite de calentamiento o fuego directo.

El papel de los intercambiadores de calor ha adquirido una creciente importancia, en los procesos industriales, en vista que los usuarios han considerado la necesidad de ahorrar energía. Luego se desea obtener un equipo, que optimice el proceso, y por lo tanto pueda ahorrar energía, en la realización del proceso con una alta eficiencia. La optimización del proceso, no solo se debe realizar en función de un análisis térmico y rendimiento económico de lo invertido, sino también en función del aprovechamiento energético del sistema. En términos generales se puede señalar, que un intercambiador de calor consiste en un límite sólido, buen conductor, que separa dos fluidos que se intercambian energía por transmisión de calor. En la industria los intercambiadores de calor utilizados son los intercambiadores de carcasa y tubos, y su función consiste en evaluar el coeficiente global de calor entre las dos corrientes fluidas.

Utilidad de los Diagramas de Fases en el Proceso de Deshidratación del Gas Natural: Los diagramas de fases permiten comparar las condiciones extremas del gas que pudiera una planta de deshidratación, esto debe de advertir al ingeniero de proceso sobre los valores de presión y temperatura, con los cuales se debe de operar. El estudio de fases le permite al ingeniero saber la composición y las cantidades de las fases en equilibrio a una presión y temperatura determinada, caracterizando de esa manera la muestra de gas que va a entrar a una planta de deshidratación y con que cantidad de agua entra el gas. En el proceso de

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deshidratación de gas natural, tiene una gran aplicabilidad los diagramas de fases binarios, como por ejemplo los diagramas de fases Glicol- Agua. En la figura 19 se presenta un diagrama de Fase para el TEG- Agua

Figura 19 Diagrama de Fase TEG-Agua

En la figura 19 se observa la línea envolvente del punto de rocío, más arriba de esa línea solo debe de existir vapor. Entre la línea envolvente del punto de rocío yPunto de burbujeo se encuentra la región de dos fases (líquido- Vapor), y más debajo de la línea del punto de burbujeo, solo debe de existir líquido. Estos diagramas se representan a la presión atmosférica. Si se trabaja a la presión atmosférica con una concentración de 95 %P/P de TEG y la temperatura es de 200 F, luego según el diagrama de fase la solución debe de encontrarse en la fase líquida, ya que estaría más abajo del punto de burbujeo. Ahora si la condición de concentración es la misma y el valor de presión se mantiene constante, mientras que la temperatura es 250F, luego en este caso se debe de encontrar en la región bifásica, y de la misma forma se aumenta la temperatura hasta 550F, ahora el proceso se encontraría en estado de vapor. Los diagramas de fases se sustentan en la ecuación de la Regla de las fases..Problema de Deshidratación. Una mezcla de gas natural de 85 MMPCND, y tiene una temperatura y presión de operación de 120 F y 1250 lpca, respectivamente y esta conformado por los siguientes componentes:

Componente %molar sin agua PM)lb/lbmol)

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C1 82,15 16,043 PM sin Agua)=20,4027C2 1,52 30,070C3 0,96 44,097C4 0,71 58,123C5 0,55 72,150C02 9,56 44,010H2S 0,80 34,084N2 3,75 28,013Total 100

Componente %molar Con agua PM con agua=20,2453C1 81,3784C2 1,5057C3 0,9510C4 0,7033C5 0,5448C02 9,5547H2S 0,7925N2 3,7148H20 0,9482Total 100

Agua que debe de ser removida de la corriente de gas

= 450-7 = 443 lb de H20/MMPCN. Esto significa que para el caudal total en lbmol/hora es:

El caudal de flujo molar (n) es:

Para deshidratar el gas tiene que quedar un máximo de 7 lb de H 20/MMPCN, luego:

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