UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALESCOORDINACIÓN DE INGENIERÍA QUÍMICA

EVALUACIÓN DE LA RECUPERACIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL MEDIANTE LA EXPANSIÓN CON VÁLVULAS JT

Por:

Rhona Carolina Ramirez Ramos

PROPUESTA DE PROYECTO DE GRADO Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar

como requisito parcial para optar al título de Especialista en Ingeniería de Gas Natural

Sartenejas, Diciembre de 2008

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALESCOORDINACIÓN DE INGENIERÍA QUÍMICA

EVALUACIÓN DE LA RECUPERACIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL MEDIANTE LA EXPANSIÓN CON VÁLVULAS JT

Por:Rhona Carolina Ramírez Ramos

Realizado con la asesoría de:Profesor Alexis Bouza

PROPUESTA DE PROYECTO DE GRADOPresentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar

como requisito parcial para optar al título deEspecialista en Ingeniería de Gas Natural

Sartenejas, Diciembre de 2008

CAPITULO I

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El gas natural es una de las fuentes de energía más utilizadas a nivel mundial y también una de

las más limpias, el manejo del mismo desde el pozo hasta el usuario final comprende etapas de

extracción de componentes líquidos, eliminación de contaminantes, compresión y transporte. La

extracción de componentes líquidos es una etapa importante de la cadena de valor del gas natural

debido a que, aún cuando el gas natural está formado principalmente de metano, puede incluir

también etano, propano, butano y pentanos. La separación o extracción de dichos compuestos

además de ser necesaria para el control del punto de rocío de hidrocarburos, y de esta manera

evitar la condensación de los mismos durante el transporte, es de interés económico debido a que

estos componentes tienen un alto valor cuando son vendidos por separados (Mokhatab, Poe &

Speight, 2006).

De acuerdo a la Natural Gas Supply Association, Asociación de Suplidores de Gas Natural,

(http://www.naturalgas.org), actualmente la remoción de líquidos del gas natural puede ser

realizada mediante dos técnicas: La absorción, y los procesos de refrigeración, entre los cuales

uno de ellos corresponde a la refrigeración por expansión isoentálpica. Ambos métodos permiten

recuperar casi toda la fracción pesada de los líquidos, sin embargo las fracciones livianas como el

etano, son más difíciles de extraer mediante la absorción. Los procesos de refrigeración, sin

embargo, permiten la separación de las fracciones más livianas de los líquidos, al producir la

condensación de las mismas por una disminución de la temperatura. Se tiene que la expansión

isoentálpica a través del efecto Joule-Thomson (JT) como parte de los procesos de refrigeración

es uno de los métodos más sencillos para realizar dicho enfriamiento.

Aún cuando la expansión isoentálpica es uno de los métodos más sencillos para realizar esta

separación en la industria del gas natural, los estudios del efecto JT han sido realizados

principalmente para aplicaciones de refrigeración comercial, como parte del ciclo de

refrigeración, o para los conocidos criocoolers (Jianlin, 2008), entre otras. Hoy en día no se ha

desarrollado un estudio enfocado en el efecto sobre la recuperación de líquidos del gas natural a

través de la expansión mediante una válvula JT, cuando se varía las condiciones como presión,

temperatura y composición de la mezcla de gas natural a la entrada de la planta de enfriamiento,

y de esta manera poder determinar si la expansión es el método más adecuado para recuperar los

líquidos cuando se tienen ciertas condiciones del gas natural. Esta situación lleva al

planteamiento de la pregunta de investigación siguiente:

¿De qué manera la presión, temperatura y composición de mezclas de gas natural, a la entrada

de la planta de extracción, afectan o influyen sobre la eficiencia de recuperación de líquidos del

gas natural mediante la expansión a través de válvulas JT?

1.2 ANTECEDENTES

Kortekaas, Peters y Arons (1997) realizaron estudios en los que investigaron el calentamiento

debido a la expansión de condensados de gas provenientes de yacimientos de alta presión y alta

temperatura provocado por la inversión Joule-Thomson, de igual manera evaluaron la manera

específica en la que influían las condiciones del yacimiento y la composición del fluido en el

efecto de calentamiento. En este trabajo los autores modelaron la expansión isoentálpica de los

condensados de gas presentados en trabajos previos (Pedersen et al., 1988, 1989 y Aasberg,

Petersen & Stenby, 1991, citados en Kortekaas, Peters & Arons, 1997) utilizando las ecuaciones

de estado cúbicas Peng-Robinson (PR) y Soave-Redlich-Kwong (SRK).

Debido a que el gas natural es un fluido multicomponente los autores calcularon la curva de

inversión de Joule-Thomson aplicando reglas de mezclado para determinar los parámetros de las

ecuaciones de estado y resolviendo dichas ecuaciones con la ecuación determinada por la

condición para la cual el coeficiente de JT es igual a cero, lo que determina la inversión. Estos

autores encontraron que la temperatura de los condensados de gas descritos puede incrementarse

debido al efecto de inversión de Joule-Thomson y que tanto la presión del yacimiento como la

composición del fluido afectan de manera importante el incremento de la Temperatura. De las

dos ecuaciones de estado utilizadas para realizar el cálculo de la curva de inversión los autores

determinaron que en general la ecuación de estado de SRK es la que da una mejor aproximación

a las curvas de inversión determinadas por Dilay y Heidemann (1986).

Estudios previos y posteriores han sido realizados para calcular la curva de inversión de Joule-

Thomson tanto para fluidos puros como mezclas multicomponentes, utilizando diversas

ecuaciones de estado cúbicas. Entre estos estudios encontramos: Gunn, Chueh y Prausnitz (1966)

determinaron una correlación empírica para determinar una curva de inversión útil para diversos

gases criogénicos comunes incluyendo el helio y el hidrógeno, y especialmente útil para mezclas

de gases, para esto utilizaron data publicada previamente, y utilizando el Teorema de los Estados

Correspondientes, en el cual se expresa que el factor de compresibilidad es función de la

temperatura y presión reducida, graficaron la curva de inversión en coordenadas de PR y TR, lo

que lleva a una curva que es válida para todos los gases. Este estudio está restringido a gases que

son moléculas esféricas y pequeñas, con factores acéntricos cercanos a cero.

Miller (1970) examinó la habilidad de las ecuaciones de estado cúbicas Van der Waals

(VDW), Dieterici generalizada, Redlich-Kwong (RK) y Martin, para predecir la curva de

inversión de fluidos simples con factores acéntricos cercanos a cero. Juris y Wenzel (1972)

determinaron la curva de inversión utilizando las ecuaciones de estado VDW, Dieterici, Virial,

Berthelot, RK, Beattie-Bridgeman (BB), Benedict-Webb-Rubin (BWR) y Martin-Hou,

encontrando que la ecuación que mejor se ajusta a la curva de inversión empírica, incluso en la

región de densidades altas, es la de RK. Dilay y Heidemann (1986) utilizaron las ecuaciones de

estado SRK, PR, Perturbed-Hard-Chain (PHC) y Lee-Kesler (LK) para calcular la curva de

inversión para fluidos simples, encontrando que la ecuación de LK es la que da una mejor

aproximación para la región sensible de la curva de inversión, que corresponde a la rama de alta

temperatura.

Wisniak y Avraham (1996) investigaron la capacidad de las ecuaciones de estado: VDW, RK,

Soave y PR, en predecir de manera matemática la curva de inversión experimental para el

nitrógeno; ellos encontraron que la ecuación de estado de RK dio los mejores resultados globales

en predecir la curva de inversión experimental para el N2. Darwish y Al-Muhtaseb (1996)

compararon las ecuaciones de estado RK, Peng-Robinson (PR) Modificada por Melhem et al.,

Trebble-Bishnoi (TB) y Jan-Tsai en su capacidad de predicción de la curva de inversión del

metano con la generada de data experimental y la correlación empírica, obteniendo que las

ecuaciones de RK y PR Modificada por Melhem et al. fueron las más confiables a presiones

reducidas debajo de 9,5 y 10, respectivamente. Maghari y Matin (1997) usaron cinco ecuaciones

de estado del tipo VDW: Adachi-Lu-Sugie (ALS), Kubic-Martin (KM), Yu-Lu (YL), Twu-Coon-

Cunningham (TCC) y Deiters, para predecir la curva de inversión, los resultados obtenidos por

ellos muestran que solamente la ecuación de Deiters representa bien la curva en la rama de alta

temperatura.

Matin y Haghighi (2000) usaron modificaciones más recientes de las ecuaciones de estado de

Patel-Teja Modificada (PTM), Peng-Robinson Modificada por Melhem-Saini-Goodwing (MPR),

Iwai-Margerum-Lu (IML), Redlich-Kwong Modificada por Souahi-Sator-Albane-Kies-Chitoure

(MRK), y la ecuación de Trebble-Bishnoi (TB); ellos encontraron que de estas ecuaciones, la de

TB comparativamente da las mejores predicciones, mientras que la MRK da las peores

predicciones en la región de alta temperatura y en el pico de las curvas de inversión.

Colina y Olivera-Fuentes (1998), realizaron estudios para mostrar como una ecuación de

estado cúbica puede ser desarrollada para dar una predicción arbitrariamente exacta de la curva

de inversión sin sacrificar la consistencia termodinámica, este desarrollo fue aplicado a las

ecuaciones VDW, RK y PR, utilizando como data la disponible para aire. En este estudio los

autores correlacionaron una función de cohesión para altas temperaturas, la cual fue usada para

calcular la curva de inversión de JT encontrando que esta permitía obtener curvas con una

desviación pequeña de los valores experimentales.

Estudios más recientes señalan la determinación de la curva de inversión para mezclas

bifásicas (Nichita & Leibovici, 2006), en este estudio se determinó la curva de inversión Joule-

Thomson (CIJT) para mezclas en la región de dos fases, utilizando la forma general de una

ecuación de estado cúbica de dos parámetros, y definiendo un coeficiente de JT aparente. El

procedimiento descrito en este trabajo fue aplicado a tres mezclas: condensado de gas del mar del

norte, crudo en el yacimiento y condensado de gas pobre. Los autores obtuvieron como resultado

que en el plano P-T, las regiones donde el calentamiento o enfriamiento ocurre por la expansión

isoentálpica de mezclas, están separadas por una curva continua la cual tiene al menos dos ramas,

la rama correspondiente a la CIJT de una sola fase, y una rama correspondiente a la envolvente

de fase, y para algunas mezclas una tercera rama que corresponde a la CIJT aparente en la región

de dos fases.

Finalmente estudios más recientes han sido realizados para determinar la CIJT utilizando las

modificaciones de las ecuaciones de estados más recientes, como los desarrollados por Haghighi,

Laee, y Matin (2003), Haghighi, Hussaindokht, Bozorgmehr, y Matin (2007), Leibovici y Nichita

(2007), Nasrifar y Boland (2006), y Wisniak (1992).

1.3 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA

El gas natural es uno de los recursos energéticos más utilizados a nivel mundial, éste tiene

numerosas aplicaciones a nivel residencial, comercial, industrial, en el sector de transporte, y en

la generación eléctrica; siendo el sector industrial el que posee una mayor proporción del uso del

gas natural seguido del uso para generación eléctrica.

En el caso de Estados Unidos el uso del gas natural en el sector industrial para los meses abril

a septiembre del año 2008 ocupó en promedio un 32% del total del consumo de gas natural; sin

embargo, el sector de generación eléctrica ocupó en promedio un consumo del 38% del total.

Para los años 2002 a 2007, el porcentaje del total del consumo de gas natural ocupado por el

sector industrial correspondió a un 31%, mientras que el porcentaje ocupado por el sector de

generación eléctrica fue de 26% del consumo total, de acuerdo a la Energy Information

Administration, EIA Oficina de Información de Energía (http://www.eia.doe.gov/).

De acuerdo a Bonadonna (2004) en Venezuela para el año 2002, el consumo de gas natural en

el sector eléctrico ocupo un 33% del total de la producción nacional y el consumo en el sector

industrial fue de 41%, representado por las industrias petroquímicas y las industrias siderúrgicas

con un valor de 22% y 19% respectivamente.

Cada uno de estos usuarios requiere unas especificaciones determinadas del gas natural, por lo

cual el proceso de producción tiene puntos específicos en la cadena de valor del gas natural

destinados a cumplir con dichos requerimientos. La cadena de manejo del gas natural está

conformada por etapas de exploración, extracción, compresión, tratamiento, procesamiento,

transporte, y distribución hasta llegar a los usuarios finales. De estas etapas de manejo y

transformación que sufre el gas hasta llegar a los usuarios finales, una de las que tiene como

objetivo tratar el gas para cumplir con las especificaciones establecidas es el procesamiento. El

procesamiento del gas natural se refiere a la remoción de líquidos del gas natural utilizando

procesos de extracción.

Según Mokhatab, Poe y Speight (2006), la extracción puede ser realizada a través de procesos

de refrigeración; entre los cuales menciona: la refrigeración mecánica, la auto- refrigeración o

refrigeración mediante la expansión a través de válvulas JT, la refrigeración criogénica que

utiliza el mismo principio de refrigeración por expansión, pero utilizando una turbina de

expansión, procesos de absorción, adicionalmente incluye procesos de adsorción en lecho sólido

y finalmente procesos de separación por membranas.

El proceso de auto-refrigeración o refrigeración a través de la expansión isoentálpica es uno de

los más sencillos y requiere del menor capital de inversión, sin embargo si se requiere un alto

diferencial de presión para alcanzar la recuperación deseada requerirá una planta de compresión a

la salida de la planta de extracción lo que aumenta los costos de inversión.

Como se estableció previamente en el planteamiento del problema, la extracción de los

compuestos como etano, propano, butanos y pentanos, que conforman los líquidos del gas

natural, además de ser necesaria para cumplir con especificaciones de punto de rocío de

hidrocarburos, con el fin de evitar la condensación de los mismos durante el transporte lo que

podría llevar a problemas en las tuberías, es altamente rentable debido a que estos compuestos

tienen un mayor valor cuando son vendidos por separados. El etano por ejemplo es usado para la

producción de etileno, el cual es la materia prima para la elaboración de polietileno; entre los

principales usos del propano se encuentran: para las plantas petroquímicas o como combustible.

El isobutano es utilizado como alimentación para la producción de gasolina reformulada y como

alimentación para la producción de oxido de propileno, y el n-butano puede ser utilizado

predominantemente en gasolina, como componente de mezcla o a través de isomerización a

isobutano (Kidnay & Parrish, 2006).

Debido a las numerosas aplicaciones para los compuestos obtenidos del fraccionamiento de

los líquidos del gas natural presentadas, se tiene que es necesario maximizar la recuperación de

los mismos. Por lo tanto, la selección del método de extracción más adecuado y que sea

económicamente factible es de gran importancia en el diseño y desarrollo de facilidades de

producción de gas natural. La selección del método va a depender de la eficiencia de

recuperación que se requiere, y esta eficiencia para los diferentes métodos puede verse afectada

por las condiciones del gas natural a la entrada de la planta de extracción. Por esto, es necesario

disponer de estudios de sensibilidad para determinar cómo afectan dichas condiciones en la

eficiencia de recuperación cuando se utiliza una válvula JT, y de esta manera puedan ser

incluidas como variables en la matriz de selección.

Es por todo lo descrito que el estudio de la influencia de la variación de las condiciones de

presión, temperatura y composición aplicadas al método de expansión criogénica a través de

válvulas que utilizan el efecto Joule-Thomson en dicha expansión es altamente importante, ya

que esto permitiría disponer de data que al analizarla puede ayudar a la ponderación al momento

de decidir si esta expansión sería la adecuada o no para obtener la recuperación deseada de

líquidos del gas natural.

1.4 OBJETIVOS

1.4.1 Objetivo General

Evaluar cómo afectan las condiciones de proceso, presión, temperatura y composición a la

entrada de una planta de extracción, en la eficiencia de recuperación de líquidos del gas natural

en un proceso de enfriamiento a través de una válvula de expansión Joule-Thomson, partiendo de

mezclas conocidas de gas natural.

1.4.2 Objetivos Específicos

Familiarización con el proceso de enfriamiento por expansión a través de válvulas JT.

Selección de las mezclas de gas natural reportadas en la literatura a ser utilizadas en la

evaluación.

Selección de la o las ecuaciones de estados para calcular el locus de los puntos de

inversión del coeficiente JT.

Cálculo de curva de inversión de Joule-Thomson mediante la o las ecuaciones de estado

seleccionadas.

Validación del o los modelos termodinámicos con puntos experimentales publicados en

la literatura.

Elaboración de un análisis de sensibilidad del efecto de la variación de las condiciones

del proceso sobre la recuperación de líquidos condensados.

1.5 MARCO TEÓRICO

1.5.1 Gas Natural

1.5.1.1 Definición

El gas natural es uno de los recursos energéticos más usados a nivel doméstico en industrial.

Es un gas incoloro, inodoro, insípido y más ligero que el aire en su forma pura. Es una mezcla

compleja de hidrocarburos con una cantidad mínima de compuestos inorgánicos, entre los

componentes principales del gas natural se encuentran el metano, etano, propano, butanos y

pentanos, y una pequeña fracción de hidrocarburos más pesados. Entre los compuestos

inorgánicos que se pueden encontrar en el gas natural se encuentran: dióxido de carbono (CO2),

sulfuro de hidrógeno (H2S) y nitrógeno (N), los cuales son considerados impurezas del gas

natural (Da Silva, 2007).

1.5.1.2 Origen

Geólogos y químicos concuerdan que el petróleo y el gas natural se originan de la materia

orgánica proveniente de restos de plantas y animales que se acumulan en el lecho de mares y

lagos junto con los sedimentos que forman las rocas sedimentarias. Los procesos por los cuales el

material orgánico es convertido en combustibles fósiles no se comprenden del todo. Se cree que

los factores que contribuyen en dicha formación son: acción bacterial, elevadas presiones durante

la compactación, calor, y destilación natural en las profundidades; posiblemente la adición de

hidrógeno proveniente de fuentes profundas, presencia de catalizadores y tiempo (Allison and

Palmer, 1980, citado en Guo & Ghalambor, 2005).

La teoría orgánica establece, que el gas natural también puede ser formado a través de la

transformación de la materia orgánica por pequeños microorganismos, este tipo de metano es

conocido como metano biogénico. Los metanógenos, pequeños microorganismos productores de

metano, rompen químicamente la materia orgánica para producir el metano. Estos

microorganismos se encuentran comúnmente en áreas cercanas a la superficie de la tierra en los

que no hay presencia de oxígeno, estos microorganismos también viven en los intestinos de la

mayoría de los animales, incluyendo los humanos. Esta teoría establece que la formación del

metano toma lugar cerca de la superficie de la tierra, y este se disipa usualmente en la atmósfera,

sin embargo en ciertas circunstancias, puede ser atrapado bajo tierra y se recupera como gas

natural. Un ejemplo de la teoría del metano biogénico, lo representa el gas de los vertederos. Los

rellenos sanitarios donde se almacenan los desechos producen una cantidad de gas natural

relativamente grande, proveniente de la descomposición del material de desecho que se encuentra

en dichos campos.

Una teoría alternativa que trata de describir la formación del metano, es la de los procesos

abiogénicos; es decir, debido a la presencia de numerosos gases ricos en nitrógeno a grandes

profundidades que gradualmente se escapan a la superficie de la tierra, pueden interactuar con los

minerales en ausencia de oxígeno, de la cual puede resultar una reacción que forme los

compuestos del gas natural (http://www.naturalgas.org).

1.5.1.3 Localización

El gas natural formado se encuentra acumulado en el subsuelo, en estructuras geológicas

denominadas trampas. Las trampas pueden ser de origen estructural, producidas por pliegues y

fallas, o de origen estratigráfico. Estas formaciones están hechas de capas de rocas porosas y

sedimentarias (similares a una esponja que absorbe el gas) selladas en el tope con una capa de

roca densa, no porosa e impermeable denominadas rocas sellos. Esta capa impermeable de rocas

mantiene el gas natural atrapado bajo la tierra, y si estas formaciones son lo suficientemente

grandes forman lo que se conoce como yacimientos, caracterizados por un sistema de presión

natural.

Una definición que se encuentra comúnmente asociada a la producción de combustibles fósiles

es la de campo, un campo es un área que consiste de uno o más yacimientos todos relacionados a

la misma estructura geológica. Se diferencia de lo que se conoce como piscinas, ya que estas

contienen uno o más yacimientos en estructuras geológicas aisladas. Los yacimientos pueden ser

clasificados como yacimientos de gas, yacimientos de condensado, yacimientos de gas-petróleo,

y yacimientos de gas libre (Guo & Ghalambor, 2005).

1.5.1.4 Usos

El gas natural tiene una amplia variedad de aplicaciones a nivel residencial, industrial,

comercial, en el sector petroquímico y de la generación eléctrica.

El gas natural es una de las fuentes de energía más baratas disponible para el consumo

residencial, entre los mayores usos se encuentra la calefacción y para la cocina. Las aplicaciones

comerciales incluyen calentamiento del espacio, enfriamiento y calentamiento de agua para

empresas públicas y privadas, edificios de oficinas, escuelas, hoteles y restaurantes, entre otros.

Las aplicaciones en petroquímica y a nivel industrial incluyen el uso del gas natural como

materia prima para la elaboración de productos como plásticos, fertilizantes, anticongelantes,

metanol entre otros. La iluminación es uno de los principales usos a nivel industrial, además se

utiliza para calefacción, enfriamiento, tratamiento de desechos, incineración, precalentamiento de

metales, secado y deshumidificación, fundición de vidrio, procesamiento de alimentos y como

combustible para calderas industriales.

En el uso para el sector de generación eléctrica se pueden mencionar las unidades de

generación de vapor, las turbinas de gas centralizadas, unidades de ciclo combinado, generación

distribuida, microturbinas y celdas de combustible

Finalmente uno de los usos que se ha ido masificando es el de gas natural para combustible de

vehículos, en la forma de gas natural vehicular, debido a que los productos obtenidos de la

combustión del gas natural son menos perjudiciales que los obtenidos de la combustión de la

gasolina.

1.5.1.5 Cadena de manejo del gas natural

Da Silva (2005) establece que la cadena de manejo del gas natural incluye etapas de

exploración, extracción, compresión, tratamiento, procesamiento, transporte y distribución hacia

los usuarios finales. A continuación se presenta una breve descripción de las etapas que

conforman la cadena de valor del gas natural y más adelante se describe detalladamente la etapa

en la que se enfoca el presente trabajo.

Exploración : es una etapa muy importante del proceso, se refiere a la localización de

los yacimientos de gas mediante la aplicación de diversas tecnologías y métodos de

análisis de data geológica, y exploraciones sísmicas, entre otras. Esto permite realizar

mapas de gas que permiten ubicar con un menor grado de incertidumbre los posibles

yacimientos de gas.

Extracción : Cuando los posibles yacimientos de gas natural han sido localizados el gas

natural libre se extrae realizando perforaciones en la roca. Los equipos empleados para

dichas perforaciones van a depender de la localización del yacimiento así como del

tipo y la naturaleza de la roca. Una vez que se ha perforado el yacimiento, el gas

natural, que puede estar asociado, es producido en conjunto con petróleo y agua, esta

mezcla llega a un cabezal o múltiple en la estación de flujo; luego de allí se dirigen a

los separadores donde ocurre la separación gas-líquido y finalmente cada una de las

corrientes es tratada por separado.

Compresión : una vez separado la fase líquida del gas, éste pasa por una serie de

separadores para eliminar los líquidos y condensados para de allí pasar a una serie de

compresores donde se les aumenta la presión entre 600 y 1200 psig.

Tratamiento : esta etapa se refiere a aplicar procesos de endulzamiento y deshidratación

para alcanzar las especificaciones de calidad en cuanto a composición de H2S, CO2 y

agua, con la finalidad de minimizar la corrosión en tuberías y equipos.

Procesamiento : se refiere a la remoción de líquidos del gas natural, denominados

procesos de extracción, en el cual por efectos criogénicos, de refrigeración mecánica o

absorción se retiran los compuestos más pesados presentes en el gas natural. Estos

líquidos separados son sometidos luego a procesos de fraccionamiento.

Transporte y distribución : una vez que el gas natural es acondicionado hasta alcanzar

las especificaciones requeridas por los usuarios finales éste pasa a un sistema de

transmisión para ser transportado hacia la zona donde será utilizado. Este transporte

puede ser realizado de varias maneras: a través de gasoductos y por buques en forma

de gas natural licuado.

1.5.2 Extracción de Líquidos del Gas Natural

Los procesos de remoción de los hidrocarburos pesados de la corriente de gas natural se

conocen como extracción de líquidos del gas natural. Estos hidrocarburos líquidos, conocidos

como líquidos del gas natural (LGN) están conformados principalmente por etano, propano,

butanos y gasolina natural. La recuperación de dichos componentes se requiere no solo para el

control de punto de rocío de hidrocarburos en la corriente de gas natural, con el fin de evitar la

formación de una fase líquida durante el transporte y asegurar la especificación para una entrega

y combustión segura, sino también debido a que estos componentes son una fuente atractiva de

ingresos, ya que tienen un valor significativamente más grande cuando son vendidos por

separados.

El nivel deseado de recuperación de LGN es establecido muchas veces por la diferencia entre

el precio de venta de este como líquido y como combustible, lo que se conoce como valor de

reducción.

El comportamiento de fases del gas natural es función de la presión y temperatura. Cualquier

enfriamiento que se realice fuera de la zona de condensación retrógrada, inducirá la condensación

y llevará a la obtención de líquidos del gas natural (Mokhatab, Poe & Speight, 2006). Basados en

este comportamiento se describen los diferentes procesos:

1.5.2.1 Procesos de refrigeración

1.5.2.1.1 Refrigeración mecánica:

La refrigeración mecánica es el proceso más simple y más directo para la recuperación de

LGN. La refrigeración mecánica o externa es suplida por un ciclo de refrigeración y compresión

de vapor que utiliza propano como el refrigerante y compresores centrífugos o reciprocantes para

mover el refrigerante desde las condiciones de operación de baja presión a las de alta presión.

En la figura 1.1 se presenta un esquema de este tipo de proceso, en este esquema puede verse

que el gas de entrada es pre-enfriado en el intercambiador de calor gas-gas usando la corriente de

gas de salida del separador, para así de este modo aprovechar parte de la energía utilizada para la

refrigeración. El enfriador es una unidad de tubo y carcasa tipo “Kettle”, en el cual el gas pasa

por los tubos y le transmite la energía al líquido refrigerante que rodea los tubos. El refrigerante

se vaporiza y deja el enfriador esencialmente como vapor saturado. Si hay presente agua, la

formación de hidratos es prevenida por la inyección de un inhibidor de hidratos, como el metanol.

Figura 1.1 esquema del proceso de refrigeración mecánica (Geist, 1985, citado en Mokhatab,

Poe & Speight, 2006).

1.5.2.1.2 Auto-refrigeración:

Como se observa en la figura 1.2 en oposición a la refrigeración externa, en los procesos de

auto-refrigeración el gas de entrada es pre-enfriado usando el gas tratado, a través de un

intercambiador gas-gas, y luego se enfría aún más por una expansión isoentálpica, o expansión

Joule-Thomson, a través de una válvula, esto produce que los hidrocarburos pesados y el agua

condensen. En este proceso el comportamiento no ideal del gas de entrada causa que la

temperatura del gas disminuya con la reducción de presión, y el cambio de temperatura depende

principalmente de la caída de presión.

Los líquidos condensados son removidos en uno o más separadores para alcanzar las

especificaciones de presión de vapor y composición, el gas de salida del separador de baja

temperatura, que satisface dichas especificaciones es calentado usando el gas de entrada. En

muchos casos el gas tratado debe ser comprimido nuevamente a la presión de la línea de

distribución requerida, ya que ha sido expandido hasta una presión más baja, esto penaliza el

proceso debido a que tiene que tomarse en cuenta el requerimiento de potencia de recompresión.

Por esto el proceso es favorecido cuando el gas es producido a una muy alta presión y puede ser

expandido hasta la presión de la línea de distribución sin necesidad de compresión.

Figura 1.2 esquema del proceso de auto-refrigeración (Brands & Rajani, 2001, citado en

Mokhatab, Poe & Speight, 2006)

El enfriamiento en este proceso está limitado con frecuencia por la temperatura de formación

de hidratos a la presión aguas arriba de la planta de extracción, a menos que se le inyecte un

inhibidor de hidratos, como por ejemplo, el metanol o glicol. En este caso, el condensado

compuesto de hidrocarburos y glicol húmedo son calentados y separados en un separador

trifásico, luego de esto el glicol puede ser regenerado en una columna despojadora.

Este proceso es muy efectivo si el objetivo es recobrar etano o mayor cantidad de propano que

la obtenida por refrigeración mecánica, la auto-refrigeración es aplicable particularmente para

volúmenes de gas pequeños, de 5 a 10 MMSCFD (Russell, 2001, citado en Mokhatab, Poe &

Speight, 2006).

1.5.2.1.3 Refrigeración Criogénica:

Cuando la presión disponible es insuficiente para alcanzar el punto de rocío requerido con el

proceso de auto-refrigeración, la refrigeración criogénica puede ser considerada. Los procesos de

refrigeración criogénica se usan tradicionalmente para la recuperación de líquidos del gas natural,

debido a que aún cuando tienen un alto costo de capital poseen bajos costos operacionales; sin

embargo, contienen numerosas partes movibles y son complicadas de operar (Ewan et al., 1975)

En la figura 1.3 se muestra un esquema de este tipo de plantas, las mismas se caracterizan por

el uso de una turbina de expansión, en sustitución del enfriador y de la válvula JT usada en la

refrigeración mecánica y la auto-refrigeración respectivamente, por lo cual son conocidas como

plantas turbo-expansoras.

Figura 1.3 esquema del proceso refrigeración criogénica (Ewan et al., 1975, citado en

Mokhatab, Poe & Speight, 2006).

El gas que entra a la planta se expande, esta energía proporcionada por la expansión es suplida

en forma de trabajo a la turbina, lo que produce una reducción de la entalpía del gas, y de esta

manera se alcanza una disminución de la temperatura aún mayor que la alcanzada por el procesos

JT simple (entalpía constante). La turbina puede estar conectada a un compresor, el cual vuelve a

comprimir el gas con una pequeña pérdida en la presión total.

1.5.2.2 Procesos de absorción en aceite pobre:

El método de absorción para recuperación de líquidos del gas natural es muy similar al usado

para endulzamiento y para deshidratación. En este caso se utiliza un aceite pobre como medio de

absorción, el cual tiene una gran afinidad por los hidrocarburos pesados (C3 – C7+). En la figura

1.4 se muestra un esquema de este tipo de plantas, el gas a ser procesado es puesto en contacto

con el aceite de absorción (aceite pobre) en una columna empacada o de platos, la cual opera

típicamente a la temperatura ambiente y a una presión cercana a la del gas de venta.

Figura 1.4 esquema de una planta de absorción con aceite (Rojey et al., 1997, citado en

Mokhatab, Poe & Speight, 2006).

El gas que sale por el tope es enviado hacia los consumidores finales, mientras que el aceite

ahora rico en hidrocarburos pesados se expande para liberar la mayor parte del metano absorbido,

y luego se dirige hacia el sistema de regeneración. La recuperación de líquidos es típicamente

99% del butano y la gasolina natural, 65-75% del propano, y 15-25% del etano contenido en el

gas (Spletter & Adair, 2001, citado en Mokhatab, Poe & Speight, 2006).

1.5.2.3 Procesos de adsorción en lecho sólido:

Este método usa adsorbentes, como sílica gel o carbón activado para adsorber los

hidrocarburos pesados presentes en el gas natural. El esquema de procesos de este tipo de plantas

se presenta en la figura 1.5.

Figura 1.5 esquema de una planta de adsorción en lecho sólido (Foglietta, 2004, citado en

Mokhatab, Poe & Speight, 2006).

El proceso es continuo respecto al gas, pero cíclico respecto al lecho adsorbente, debido a que

este debe ser regenerado cuando se satura con los hidrocarburos. La regeneración se hace

utilizando gas caliente reciclado, los líquidos del gas natural es recuperado de éste mediante el

enfriamiento, condensación y separación de fases. Este proceso es apropiado para

concentraciones bajas de hidrocarburos pesados en el gas de alimentación, o para gas a presiones

cercanas a la cricondenbara.

1.5.2.4 Procesos de separación por membranas:

Los procesos de separación por membrana ofrecen una solución simple y de bajo costo, como

alternativa a los procesos de refrigeración y criogénicos, para la remoción y recuperación de los

LGN. En la figura 1.6 se muestra un esquemático de este tipo de plantas, en esta membranas

pernean selectivamente los hidrocarburos pesados en comparación al metano. Los hidrocarburos

perneados son recuperados como líquidos después de la recompresión y condensación. La

corriente retenida, baja en contenido de hidrocarburos pesados es enviada como la corriente de

gas a venta.

Figura 1.6 esquema de una planta de separación por membranas (Foglietta, 2004, citado en

Mokhatab, Poe & Speight, 2006).

Las membranas utilizadas para este tipo de procesos son hechas principalmente de polímeros

vítreos, los cuales exhiben una buena selectividad difusional; sin embargo, se han desarrollado y

comercializado nuevas membranas de tipo elástica (Lokhandwala & Jacobs, 2000, citado en

Mokhatab, Poe & Speight, 2006). Estos sistemas son estos sistemas son muy adecuados para

aplicaciones costa afuera.

1.5.3 Coeficiente de Joule-Thomson y Curva de Inversión Joule-Thomson

El coeficiente de Joule-Thomson adiabático es definido como la variación de la temperatura

con la variación de la presión por la expansión adiabática:

(1.1)

Esto representa la pendiente de las curvas isoentálpicas en el plano P-T. La curva de inversión

Joule-Thomson (CIJT) es el lugar geométrico en dicho plano, para el cual el coeficiente JT es

igual a cero; es decir, donde la temperatura no varía con las expansiones isoentálpicas. Esta

condición corresponde al punto máximo de las isoentalpas para una temperatura dada (Nichita &

Leibovici, 2006).

La curva de inversión tiene forma parabólica y exhibe un máximo o pico de presión de

inversión a una temperatura intermedia (Haghighi, Laee & Matin, 2003). Esta curva separa las

regiones en las que el enfriamiento o calentamiento ocurre, ya que dentro de la región bordeada

por la curva la temperatura decrece cuando la presión decrece, resultando en un efecto de

enfriamiento JT (μ> 0). Fuera de la región bordeada, la expansión provocará un aumento de la

temperatura y por lo tanto un efecto de calentamiento JT (μ< 0) (Miller, 1970).

Existe por lo tanto, una temperatura de inversión máxima, Tinvmax a una presión P= 0, la cual es

obtenida extrapolando la condición de inversión a cero presión. De igual manera, la curva pasa a

través de una Presión de inversión máxima, Pinvmax para una temperatura que depende de la

naturaleza del gas, esto puede verse en la figura 1.7. A presiones mayores que la presión de

inversión máxima μ es siempre negativo (Wisniak, 1999).

Figura 1.7 Ejemplo de una curva de inversión y las líneas isoentálpicas para diferentes

experimentos de expansión adiabática hecho para diferentes condiciones (Wisniak, 1999).

En general, la curva de inversión Joule-Thomson se extiende desde una temperatura de

inversión mínima, obtenida por el cruce de la CIJT con la línea de presión de vapor, hasta una

temperatura máxima que corresponde al límite de gas idea a una densidad y presión igual a cero

(Miller, 1970).

Nichita y Leibovici (2006) presentan el tratamiento matemático requerido para la derivación

de la ecuación de la curva de inversión, encontrada comúnmente en los estudios relacionados con

la determinación de la misma (Juris & Wenzel, 1972; Dilay & Heidemann, 1986; Geană &

Feroiu, 1992; Darwish, Shaheen, & Al-Muhtaseb, 1996; Maghari & Matin, 1997; Kortekaas et

al., 1997; Colina & Olivera-Fuentes, 1998; Matin & Haghighi, 2000; Haghighi, Laee & Matin,

2003; Haghighi, Hussaindokht, Bozorgmehr, & Matin, 2007). Para ello utilizan la ecuación 1.1,

expresan el diferencial total de entalpía en función de la presión y temperatura H(P,T), y en

función de la variación de entropía y presión, y finalmente aplicando la relación de Maxwell,

obtienen que la forma de la CIJT es:

(1.2)

La curva de inversión JT puede ser calculada aplicando la condición de inversión dada por la

ecuación 1.2 a cualquier ecuación de estado, y siguiendo dos caminos: calculando T para un

volumen adimensional (x=v/b) dado, como lo hace Dilay y Heidemann (1986), o calculando x

para cada valor de T, y luego los valores correspondientes de P se obtienen resolviendo la

ecuación de estado.

La forma general de una ecuación de estado cúbica es:

(1.3)

En esta ecuación los valores de a(T), b, d y c van a depender de la ecuación de estado

seleccionada. Darwish, Shaheen, y Al-Muhtaseb (1996), presentan las derivadas de las

ecuaciones de estado utilizadas en sus estudios al aplicarles la condición de inversión, y los

valores correspondientes de a(T), b, d y c, de igual manera lo hacen Matin y Haghighi (2000).

Para el cálculo de la curva de inversión de mezclas de N componentes, los parámetros de

cohesión a(T), y de covolumen b, se calculan a partir de los parámetros de los componentes puros

ai y bi, aplicando reglas de mezclado clásicas, las cuales vienen dadas por las ecuaciones:

(1.4)

(1.5)

Donde, xi y xj son las fracciones molares de los componentes, los kij y lij sin los parámetros de

interacción binaria entre los componentes i y j.

Nichita y Leibovici (2006), establecen que si la mezcla multicomponente se encuentra en dos

fases al realizar la expansión isoentálpica es necesario calcular la CIJT para la región bifásica. El

coeficiente de JT definido por la ecuación 1.1 aplica de igual manera para una mezcla bifásica.

Para lo cual se define un coeficiente de Joule-Thomson aparente, asumiendo que la expansión de

la mezcla desde una sola fase hasta un estado bifásico es isoentálpica:

(1.6)

En esta definición del coeficiente JT aparente se incorporan dos efectos: el efecto isoentálpico,

y el efecto de la división de las fases. Por lo tanto se establecen dos aproximaciones para el

cálculo del mismo:

La aproximación volumétrica se deriva una ecuación similar a la presentada para una sola

fase, pero incluyendo el Vt como volumen total que incluye el volumen de la fase líquida y el

volumen de la fase gas.

El algoritmo de resolución de esta aproximación implica asumir que si la CIJT existe en la

región de dos fases, encontrar un punto (T,P) en dicha curva requiere la solución de un sistema no

lineal de nc+1 ecuaciones (correspondientes a las nc ecuaciones de equilibrio termodinámico y la

condición de inversión en la cual el coeficiente aparente μ* =0), con nc+1 incógnitas (nik con k=

L o G, e i=1, nc, y con alguna de las dos condiciones P o T).

Este sistema puede ser resuelto usando iteraciones anidadas por el método de Newton-

Raphson, en la cual el flash PT se resuelve en el lazo interno, para calcular los nik y la corrección

de P o T en el lazo externo. En este cálculo el primer valor de TI es el obtenido de la intersección

del punto (P,T) de una sola fase con el borde del diagrama de fases.

La aproximación entálpica: variación de entalpía en esta aproximación se expresa la

entalpía como la suma de las dos contribuciones, el término ideal y el de la entalpía residual para

una mezcla bifásica. El coeficiente de JT aparente es expresado como función de la variación de

la entalpía total, luego para calcularlo se utiliza un algoritmo similar al presentado previamente

por la aproximación volumétrica.

La aproximación entálpica; flash isoentálpico otra opción presentada es determinar la

CIJT en la región bifásica, realizando cálculos de flash isoentálpicos con especificaciones de

(P,H) con las variables desconocidas T y niL o niG realizando una serie de flash en el lazo interno y

una corrección de T hasta alcanzar la especificación H=Hesp en el lazo externo.

1.5.4 Expansión Isoentálpica

Para realizar la expansión isoentálpica de mezclas multicomponentes es necesario verificar la

presencia de dos o más fases, Nagy (citado en Kortekaas et al., 1997) aplica el criterio del plano

tangente para verificar la estabilidad de las fases. Para esto se verifica la estabilidad de la fase

inicial, si esta se encuentra en una sola fase, se toma un estimado inicial de la temperatura final

(T1°) usando el coeficiente JT para un estado inicial (P0, T0). Se verifica la estabilidad de las fases

en dicho punto hipotético (P1, T1°), y si se presenta una fase el sistema se resuelve mediante la

corrección iterativa de la temperatura hasta igualar la entalpía en el estado inicial y en el estado

final.

Si por el contrario se presentan dos fases en el estado inicial o en el punto hipotético, se realiza

un flash isoentálpico para calcular la temperatura final, así como la cantidad de las fases

presentes y la composición de las fases, en ambos casos presentados la estabilidad de la fase es

verificada de igual manera en la fase final (Kortekaas et al., 1997). Una opción alterna para

determinar si hay presencia de dos fases es realizar un flash isoentálpico en el punto final para

determinar la temperatura final, la cual se compara con la obtenida de la curva JT para un valor

de presión deseada, hasta igualar dichos valores. Del cálculo de flash se obtienen la cantidad y

composición de las fases.

Los cálculos de flash permiten a su vez determinar la entalpía a las condiciones de saturación

(punto de burbuja y punto de rocío). La entalpía de un fluido puede ser calculada por la suma de

dos contribuciones, principalmente la entalpía de gas ideal Hig, y la entalpía residual Hres:

(1.7)

(1.8)

Donde T0 es la temperatura de referencia, escogida arbitrariamente, y H0ig es la entalpía de gas

ideal calculada a esa temperatura. CPig es la capacidad calórica de gas ideal la cual se obtiene de

la ecuación:

(1.9)

Valores de los Cp,1-Cp,4 pueden ser obtenidos de la literatura para los componentes livianos, y

las siguientes ecuaciones para las fracciones pesadas:

(1.10)

(1.11)

(1.12)

(1.13)

Donde CF y K se calculan con las ecuaciones:

(1.14)

(1.15)

La entalpía de gas residual se calcula utilizando la misma ecuación de estado que se selecciona

para el cálculo de la curva de inversión de Joule-Thomson.

1.6 DISEÑO EXPERIMENTAL, PROCEDIMIENTOS Y EQUIPOS A UTILIZAR

Para la consecución de los objetivos planteados se establece la siguiente metodología a seguir

durante el desarrollo del proyecto:

Revisión bibliográfica en las bases de datos de publicaciones periódicas disponibles en

la Biblioteca Central de la Universidad Simón Bolívar y en la Biblioteca Marcel Roche

del Instituto Venezolano de Investigaciones Científicas (IVIC) para:

o Selección de las composiciones típicas de gas natural que serán utilizadas para los

estudios de sensibilidad planteados.

o Recopilación de data experimental de los coeficientes de Joule-Thomson para

mezclas de gas similares a la mezcla de gas natural, presentadas en estudios

previos.

o Determinación de la ecuación o ecuaciones de estado a utilizar para calcular la

curva de inversión de Joule-Thomson (CIJT) de mezclas, para las distintas

composiciones seleccionadas previamente. Para esto se estudiarán las ecuaciones

de estados más comunes utilizadas en estudios previos en los artículos

encontrados, y se analizará cuales ecuaciones presentan un mejor ajuste de la data

experimental utilizada en dichos estudios y que puedan ser aplicables al fluido

objeto del presente estudio.

Cálculo de las curvas isoentálpicas utilizando las ecuaciones de estado seleccionadas

previamente.

Cálculo de las curvas de inversión Joule-Thomson para las mezclas de gas seleccionadas

mediante las ecuaciones de estado elegidas, a las cuales se les aplicará la condición de

inversión presentada en el marco teórico y se determinarán los puntos en el plano P-T.

Validación de las curvas de inversión obtenidas con los datos experimentales

presentados en la literatura, mediante la determinación de la desviación estándar entre

los puntos de la curva experimental y los puntos de la curva obtenida mediante las

ecuaciones de estado seleccionadas.

Se realizará el estudio de sensibilidad para determinar la influencia de las variables,

presión, temperatura y composición, sobre la eficiencia de recuperación de los líquidos

del gas natural:

o En el primer estudio de sensibilidad se fijarán las condiciones de presión a la

entrada y salida de la planta de extracción, y la temperatura de entrada y se

utilizarán las composiciones seleccionadas previamente, se ubicará dicho punto

sobre la curva de inversión determinada para cada una de las composiciones, y

siguiendo la línea de entalpía constante en dicha curva se determinará la

temperatura final alcanzada mediante la expansión isoentálpica.

o En el segundo estudio se seleccionará una de las composiciones trabajadas

previamente y se fijará la temperatura de entrada, la presión de salida requerida

aguas abajo de la planta de extracción y se variará la presión de entrada; de esta

manera se determinará las temperaturas alcanzadas en la expansión al seguir las

líneas de entalpía constante en la CIJT.

o Finalmente para la misma composición seleccionada en el segundo estudio de

sensibilidad, se fijarán las presiones de entrada y de salida requerida aguas debajo

de la planta de extracción y se variará la temperatura de entrada. Para cada una de

las temperaturas seleccionadas se ubicarán los puntos en la CIJT y realizando la

expansión isoentálpica se determinará la temperatura final alcanzada por la

expansión.

Para cada una de las evaluaciones realizadas se realizarán los cálculos de flash

adiabáticos para determinar la composición y la cantidad de líquidos obtenidos mediante

la expansión isoentálpica en válvulas JT.

Finalmente una vez obtenidos todos los resultados, los mismos serán graficados y

analizados para determinar cómo influye la presión, la temperatura y la composición en

la temperatura final obtenida al realizar la expansión isoentálpica, y la eficiencia de

recuperación de los líquidos del gas natural.

Los materiales que se requerirán para el desarrollo de la metodología planteada se limitan a

una computadora con sistema operativo Windows, Microsoft Office, y un paquete de

programación que permita agilizar los cálculos desarrollados para la resolución de las ecuaciones

de estado en la determinación de las curvas isoentálpicas y los coeficientes de inversión Joule-

Thomson.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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