INDICE

CAPITULO I: INTRODUCCION

1.1. Antecedentes

1.2. Delimitación

1.2.1. Limite sustantivo

1.2.2. Limite Temporal

1.2.3. Limite Geográfico

1.3. Planteamiento del problema

1.4. Formulación del Problema

1.5. Sistematización del Problema y abordaje de la Solución

1.6. Objetivos

1.6.1. Objetivos Generales

1.6.2. Objetivos Específicos

1.7. Justificación

1.7.1. Justificación Científica

1.7.2. Justificación Social

1.7.3. Justificación Económica

1.7.4. Justificación Personal

1.8. Metodología

1.8.1. Tipo de investigación o estudio

1.8.2. Población y muestra

1.8.3. Fuentes de información

1.8.4. Métodos

1.8.5. Técnicas y procedimientos

1.8.6. Instrumentos

1.8.7. Medios

CAPITULO II: MARCO TEORICO

Estructura del alcance del proyecto

Bibliografía/ Weblografia

Apéndice o Anexos

CAPITULO I: INTRODUCCION

El presente trabajo de proyecto de grado tiene como finalidad la

implementación de una planta de tratamiento de gases de venteo y/o quema,

realizando un análisis técnico, económico y de producción para poder determinar

la viabilidad de implementación del proceso mencionado.

1.1. Antecedentes

Durante la gestión 2014, la producción bruta de Gas Natural alcanzó un

volumen promedio de 61,34 MMm3/día y la producción bruta de petróleo,

condensado y gasolina natural llegó a un promedio de 63,11 MBbl/día.

Asimismo, la Producción Bruta promedio de Gas Natural alcanzó 61,34 MMm3/día

con un incremento de 5,27% con relación a la gestión 2013. El mes que registró la

mayor producción de gas natural fue julio, con un promedio de 63,23 MMm3/día.

Los volúmenes promedio de gas natural entregados a ducto alcanzaron, en la

gestión 2014, un promedio de 59,33 MMm3/día superior en 5,77% respecto a la

gestión 2013. El volumen promedio entregado a ducto más alto se registró el mes

de julio con 61,19 MMm3/día.

Por su parte los volúmenes de gas natural destinados para uso de combustible y

de gas convertido a líquido, con relación a la gestión 2013, disminuyeron en 2,15%

y 1,79% respectivamente. Asimismo, los volúmenes promedio de gas natural

destinado a la quema y al venteo se redujeron en 29,63% y 14,29%,

respectivamente, mientras que la inyección de gas natural fue nula.

En la gestión 2014, el 96,73% de la producción total de gas natural fue entregado

a ducto con destino al mercado interno y externo.

El 1,48% de la producción fue destinada al uso como combustible en las

instalaciones de los campos de producción y no se registraron inyecciones en los

pozos.

Asimismo, los componentes licuables (GLP y gasolina natural) presentes en el gas

natural que son separados en las plantas, representaron el 0,90% de la

producción total.

El 0,30% de la producción fue destinado a la quema y el 0,58% al venteo, ambas

operaciones como consecuencia, principalmente, de pruebas de producción,

intervención, terminación de pozos y por razones de seguridad en el

funcionamiento de las instalaciones de los campos de producción.

1.2. Delimitación

Este proyecto podrá ser implementado en los pozos hidrocarburiferos

productores de Gas Natural los cuales realizan quema y/o venteo del gas natural,

para esta investigación se tomaran en cuenta datos de producción que son

suministrados por YPFB Boletín Estadistico.

1.2.1. Limite sustantivo

Reglamento para la Quema de Gas Natural

Decreto Supremo No. 28312

ARTICULO 1.- El presente Reglamento tiene por objeto normar la quema

de gas natural, cuyos volúmenes deben ser medidos de acuerdo a las buenas

prácticas de ingeniería, establecer los procedimientos para la aprobación de las

solicitudes de quema de gas natural dependiendo del origen, situaciones, causas y

motivos que la originan, y establecer el procedimiento para la determinación de los

volúmenes de quema de gas natural no autorizados sujetos al pago de las

Regalías, la Participación al TGN y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos, de

conformidad con los Artículos 18 y 43 de la Ley NO. 3058 de 17 de mayo de 2005

- Ley de Hidrocarburos.

TITULO IV

SANCIONES Y PERIODO TRANSITORIO

ARTICULO 12.- En el caso que el Titular incumpla con los plazos

establecidos para la presentación de las solicitudes semestrales de quema de gas

natural conforme al Artículo 8 del presente Reglamento, incluyendo los respaldos

técnicos necesarios, se hará pasible a una multa a favor del MHD de $us. 1.000

(UN MIL DOLARES AMERICANOS) por cada día de atraso, monto que deberá ser

depositado en una cuenta corriente fiscal habilitada para el efecto.

1.2.2. Limite Temporal

El presente proyecto de grado tendrá un análisis de los precios y

producciones de Gas Natural que se llevaron acabo en los últimos dos años de

trabajos de producción realizados en las gestiones de los años 2013 y 2014.

1.2.3. Limite Geográfico

El presente trabajo de investigación tiene como finalidad ser implementado

durante el proceso Upstream dentro de la cadena de desarrollo de hidrocarburos

en los pozos de producción de Gas Natural.

1.3. Planteamiento del problema

Los sistemas de quema y venteo son ampliamente utilizados en la industria de

petróleo y gas natural para eliminar los volúmenes de desechos de los gases de

hidrocarburos y vapores. En las instalaciones de gas natural, la quema continua o

ventilación puede ser asociada con la eliminación de los flujos de residuos (por

ejemplo, gases ácidos desde el proceso de endulzamiento de gas y columnas de

los deshidratadores de glicol) y gaseosos por flujos de producto que son

antieconómicos para conservar.

El gas asociado que emerge junto al crudo a la superficie durante la producción de

petróleo se elimina a veces en las instalaciones en tierra venteándolo o

quemándolo a la atmosfera.

El venteo del gas consiste en el no aprovechamiento del gas surgente de un pozo

de producción de petróleo, que se quema (tipo antorcha) por motivo de seguridad.

Este procedimiento puede deberse a diversas causas:

a) Por no existir instalaciones de gasoductos.

b) Por tratarse de pozos aislados.

c) Por tratarse de un gas con contenido de sustancias inertes nocivas al

consumo (CO2 y SH2).

d) Despilfarro del gas natural por el intento del aprovechamiento exclusivo del

petróleo.

Hoy en día casi todo el mundo considera que esta práctica es un despilfarro de

recursos valiosos, así como una fuente significativa de emisiones de GEI.

1.4. Formulación del Problema

Por los motivos ya mencionado se plantea la implementación de

tecnologías para el aprovechamiento de estos gases que se están quemando y /o

venteando en la industria petrolera y del gas, y a su vez para contribuir con la

disminución de emisiones de gases de efecto invernadero, por tal motivo, se

realizará en este proyecto de Grado el análisis técnico, económico y de

producción para determinar los parámetros de operación de una planta de

eliminación de contaminantes para gases de quema y/o venteo en los pozos de

producción.

Con la implementación de compresores, separadores, mezcladores, válvulas,

intercambiadores de calor, columnas absorbedoras, columnas de regeneración y

una bomba. Los cuales serán utilizados para la planta de tratamiento de gases de

quema y/o venteo.

Para poder generar ingresos por la venta y/o distribución de este recurso

energético hacia el mercado nacional o extranjero. Xxingresos gracias la la reaitulizacion

del gas natr

1.5. Sistematización del Problema y abordaje de la Solución

Daño a la capa de Ozono

Alteración del Aire

Contaminación Ambiental

Perdida de Gas Natural

Mala utilización del Gas Natural

Perdidas económicas

Sanciones a la Empresa

Venteo y quema de Gas Natural

Carencia de Normativas de

prohibición

Ausencia de concientización

Ambiental

Inadecuada infraestructura

Mala utilización de tecnologías

Inadecuado proceso de desecharlo al medio ambiente

Manejo deficiente del Gas Natural

Menos ingresos económicos

Problema

Reducción del daño a la capa de Ozono

Aire con mayores niveles de pureza

Menor contaminación Ambiental

Menores perdidas de Gas Natural

Optimización en la utilización del Gas

Natural

Reducción de pérdidas económicas

Reducción de sanciones a la

empresa.

Planta de tratamiento de Gases de Quema

y/o Venteo

Normativas de prohibición adecuadas

Concientización Ambiental

Infraestructura optima

Utilización de nuevas tecnologías

Mayor aprovechamiento del

Gas Natural

Manejo Eficiente del Gas Natural

Mejores ingresos económicos

Solución

1.6. Objetivos

Como objetivo del presente trabajo podemos mencionar que el

departamento de Tarija registro la mayor producción de gas natural, alcanzando

un promedio de 40.82 MMm3/día (68.44%), seguido de Santa Cruz con una

producción promedio de 10.82 MMm3/día (18.14%), Chuquisaca con 6.13

MMm3/día (10.28%) y Cochabamba que alcanzo una producción promedio de 1.87

MMm3/día (3.14%) de la producción fiscalizada de gas natural de cada

departamento.

Dichos volumen de Gas Natural tienen como destino diferentes áreas de

producción o comercialización entre los cuales podemos mencionar.

De los cuales se puede realizar un reacondicionamiento a la quema y venteo de

gas Natural para poder volverlo económicamente comercial, para favorecer al país

y a los departamentos en su desarrollo económico dando estabilidad financiera y

mejorando la calidad de vida de las personas y poder realizar una producción mas

limpia, dando así un menor impacto de contaminación al medio ambiente por los

gases que son expedidos a la atmosfera.

1.6.1. Objetivos Generales

Como objetivo general realizaremos un estudio mediante un análisis técnico,

económico y de rentabilidad de producción, los parámetros de operación para una

planta de eliminación de contaminantes para los gases de quema y/o venteo que

se realizan en los diferentes pozos de producción.

1.6.2. Objetivos Específicos

Realizar una selección de las diferentes tecnologías empleadas para el

tratamiento del gas natural y seleccionar la más optima para su

implementación.

Determinar, la cantidad de equipos y de energía necesaria para poder

realizar el tratamiento del gas natural, empleando la caracterización del gas

que se quema y/o ventea en el país.

Determinar los parámetros de operación del proceso previamente

seleccionado empleando la caracterización del gas que se quema y/o

ventea en pozos de producción.

Estimar la factibilidad económica generada por la planta de tratamiento de

gas natural en función a la demanda de mercado y las ganancias por los

productos obtenidos.

1.7. Justificación

El estudio realizado en este trabajo tiene la finalidad de realizar un mejor

aprovechamiento a un recurso no renovable el cual es quemado y/o venteado al

aire libre los cuales generan perdida de recursos económicos al no realizar un

optimo aprovechamiento de este y dañan el medio ambiente liberando Gases de

efecto invernadero.

El promedio de gas natural que es mal utilizado durante el proceso de quema es

de 270 Mm3/día en general lo cual equivale a 9534.969 Mp3/día. Y se tiene un

precio fijo en punto de fiscalización establecido de 1.29 $us/Mp3 por la venta del

gas, del cual podemos generar mejores ingresos con la utilización de este gas

natural quemado, con un ingreso estimado de 12.300,11 $us/día y un promedio de

344.403,08 $us por un mes de producción y comercialización de dicho gas natual.

1.7.1. Justificación Científica

Con la implementación de la planta de tratamiento de Gas Natural

podremos optimizar los procesos que se realizan en nuestro país para la

obtención de recursos hidrocarburiferos, mejorando estos procesos con nuevas

tecnologías y mejores procedimientos de reacondicionamiento.

1.7.2. Justificación Social

Gracias a los estudios realizados podremos mejorar los ingresos

económicos que se dan por la venta e industrialización del Gas Natural los cuales

beneficiaran a la población Boliviana con un aumento en los ingresos recibidos en

las alcaldías departamentales generando desarrollo departamental, también

contribuirá con la preservación del medio ambiente y reducción del daño a la capa

de ozono.

1.7.3. Justificación Económica

El desarrollo de este proceso generara un extra a los beneficios que se

obtienen por la venta de Gas Natural hacia el mercado interno y externo

generando así mayores ingresos en el IDH para los departamentos, mejorando así

la calidad de vida, salud, educación y seguridad ciudadana.

1.7.4. Justificación Personal

Gracias al presente trabajo podre incorporarme al proceso de desarrollo de

mercado del Gas Natural, generando un proceso que ayude a la industrialización

del Gas Natural y dando una mejora a la estabilidad ambiental que vive el país.

1.8. Metodología

Para el cumplimiento de poder obtener mayores volúmenes de Gas Natural

se optara por la implementación de una planta de tratamiento de gases de quema

y/o venteo del cual se podrá realizar un proceso de reacondicionamiento para

poder extraer la mayor cantidad de impurezas que pueda tener este gas que

previamente ya pudiera ser acondicionado.

1.8.1. Tipo de investigación o estudio

Realizando una investigación descriptiva para poder identificar y describir

las propiedades físicas y químicas que se tiene en el Gas Natural para poder

realizar un reacondicionamiento mas completo de este hidrocarburo.

1.8.2. Población y muestra

Los pozos productores

1.8.3. Fuentes de información

Como fuentes de información podemos mencionar los diferentes registros

que se posee acerca del tema de producción de Gas Natural el cual es

proporcionado por YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) el cual

expone las mediciones tomadas y toda información referente en los informes

anuales y semestrales que realiza esta empresa Bolivia.

1.8.4. Métodos

En el presente proyecto se estudiaran métodos por los cuales se podrá

obtener el tratamiento y reacondicionamiento del Gas Natural, implementado

nuevas tecnologías y procesos de desarrollo.

1.8.5. Técnicas y procedimientos

Se realizara técnica de investigación hacia estudios previamente realizados

sobre el tema a tratar, realizando la revisión de documentos, notas y estudios que

hablan sobre este proceso.

1.8.6. Instrumentos

Los instrumentos que se utilizaran para la recopilación de datos e

información referente al tema será con la revisión de libros de industrialización de

hidrocarburos, paginas web y libros de autores especializados en temas de

Upstream.

1.8.7. Medios

Utilización de software para poder realizar una simulación del entorno de

reacondicionamiento

CAPITULO II: MARCO TEORICO

GAS NATURAL

Se define el gas natural como una mezcla de hidrocarburos como metano,

etano, propano, butano y pentano así como pequeñas cantidades de otros

compuestos como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno y helio.

Todos ellos existentes en fase gaseosa o en solución con petróleo en depósitos

naturales subterráneos, y en las condiciones correspondientes a dichos depósitos.

CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL

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.

USOS DEL GAS NATURAL

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.

En las industrias de cerámicas, cemento, metales, donde se requieren hornos, el

aprovechamiento energético y el ahorro en el consumo son notorios cuando se

utiliza el gas natural.

Algunas de las aplicaciones más comunes de gas natural

Sector Aplicaciones/Procesos

Industrial

Generación de vapor

Industria de alimentos

Secado

Cocción de productos

cerámicos

Fundición de metales

Tratamientos térmicos

Temple y recocido de

metales

Generación eléctrica

Producción de

petroquímicos

Sistema de calefacción

Hornos de fusión

Comercio y

Servicios

Aire acondicionado

Cocción/preparación de

alimentos

Agua caliente

Energía

Cogeneración eléctrica

Centrales térmicas

Cocina

Residencial

Cocina

Calefacción

Agua caliente

Aire acondicionado

Transporte de

pasajeros

Taxis

Buses

RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA

Durante la gestión 2014, la producción bruta de Gas Natural alcanzó un

volumen promedio de 61,34 MMm3/día y la producción bruta de petróleo,

condensado y gasolina natural llegó a un promedio de 63,11 MBbl/día

Asimismo, la Producción Bruta promedio de Gas Natural alcanzó 61,34 MMm3/día

con un incremento de 5,27% con relación a la gestión 2013. El mes que registró la

mayor producción de gas natural fue julio, con un promedio de 63,23 MMm3/día.

La producción de hidrocarburos líquidos, el año 2014, se incrementó en 6,57%

con relación al año 2013. El volumen máximo producido fue en el mes de febrero

con un 65,31 MBbl/día. Asimismo para el mes de noviembre de 2014 decreció

debido a que se realizaron trabajos de cañoneo en el campo Sábalo incidiendo en

una menor producción.

PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE GAS NATURAL SEGÚN CAMPO

La producción fiscalizada de gas natural está sujeta al pago de IDH, regalías y

participaciones y es medida en punto de fiscalización a la salida de la planta, más

los volúmenes de producción sujetos a penalidades por quemas. Este volumen es

menor a la producción bruta debido a que esta última es medida en boca de pozo,

antes del proceso de separación de los componentes licuables y anterior a las

actividades de uso del gas en los campos, como combustible, quema y venteo.

Durante la gestión 2014, el promedio de la producción fiscalizada de gas natural

llegó a 59,64 MMm3/día, mostrando un incremento de 5,59% en relación al año

2013, siendo julio el mes de mayor producción con 61,48 MMm3/día.

Los campos de mayor producción en la gestión 2014 fueron: Sábalo y Margarita -

Huacaya representando el 30,5% y 25,2% respectivamente de la producción total.

El campo San Alberto representó el 15,2%. Otros campos que tuvieron una

producción significativa fueron Yapacaní e Itaú, que representaron el 5,5% y 4,3%

del total respectivamente; Río Grande, Bulo Bulo, Curiche, Vuelta Grande y El

Dorado Sur representaron respectivamente el 3,2%, 2,7%, 1,9%, 1,9% y 1,5% del

total. El “Resto de los campos” representaron el 8,1% de la producción total del

2014.

La producción fiscalizada de Gas Natural en el 2014 creció en 5,59% con relación

a la gestión 2013. El departamento de mayor incidencia en este crecimiento fue

Tarija con un 3,92%, seguido de Chuquisaca con 1,98%. En ambos casos el

campo Margarita - Huacaya influyó en el crecimiento, debido al sostenido aumento

en su producción.

El departamento de Tarija registró la mayor producción de gas natural, alcanzando

un promedio de 40,82 MMm3/día (68,44%), seguido de Santa Cruz con una

producción promedio de 10,82 MMm3/día (18,14%), Chuquisaca con 6,13

MMm3/día (10,28%) y Cochabamba que alcanzó una producción promedio de

1,87 MMm3/día (3,14%).

CADENA DEL VALOR DEL GAS NATURAL

El concepto de cadena de valor del gas natural se basa en la identificación

de grupos de procesos (eslabones) que por su naturaleza generan cambios

físicos sobre dicho recurso o permiten su disposición para el consumidor final,

razón por la cual constituyen en sí mismos una actividad productiva.

Los eslabones de la cadena de valor de gas natural son: Exploración y

Producción, Tratamiento y Extracción, Acondicionamiento, Transporte y

Distribución.

Exploración y Producción: La cadena de valor del gas natural se inicia con la

exploración, ésta es la actividad en la cual se realizan los estudios necesarios

(levantamiento de sísmica, análisis geológicos, etc.) para descubrir, identificar y

cuantificar acumulaciones de hidrocarburos gaseosos. Una vez detectados los

recursos, se procede a definir el plan de desarrollo del yacimiento y se inicia la

fase de producción del Gas Natural, la cual representa el conjunto de actividades

que permiten extraer el recurso contenido en los yacimientos y su separación del

petróleo (cuando se trate de gas asociado).

Tratamiento y Extracción: El tratamiento (también denominado

acondicionamiento) es una actividad que permite remover los componentes no

hidrocarburos del gas natural, principalmente dióxido de carbono (CO2), sulfuro

de hidrógeno (H2S), agua (H2O), componentes sólidos y otros, a través de

cualquier proceso físico, químico o de ambos. Luego de ser tratado se procede a

separar el Gas Metano (CH4) del resto de los componentes del gas natural

(CH4+) llamados líquidos o componentes pesados, este proceso se conoce como

Extracción.

Fraccionamiento: Proceso mediante el cual los hidrocarburos pesados son

removidos y separados en productos distintos o fracciones como el propano,

butano y etano.

Transporte y Distribución: Ambos eslabones constituyen el vínculo entre las

actividades asociadas a la extracción (Exploración y Producción) y adecuación

(Tratamiento o Acondicionamiento) del gas natural y el consumidor final.

Transporte: Es el conjunto de actividades necesarias para recibir, trasladar

y entregar el gas natural desde un punto de producción o recolección a un

punto de distribución, para ello se requiere el uso de gasoductos y plantas

de compresión si se transmite el hidrocarburo en estado gaseoso o

facilidades de licuefacción, regasificación y desplazamiento vía marítima si

se transporta en estado líquido.

• Distribución: Conjunto de actividades que permiten recibir, trasladar,

entregar y comercializar gas desde el punto de recepción en el sistema de

transporte hasta los puntos de consumo, mediante sistemas de

distribución Industrial y Doméstico. (MPPPM-ENAGAS, 2013)

•

PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

El gas ya identificado como gas natural, es sometido a varias operaciones:

1. El tratamiento para la eliminación de componentes indeseables como agua,

sólidos, compuestos ácidos como dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno e

impurezas.

2. El acondicionamiento, que es un procedimiento para llevar el gas en las

condiciones deseadas para satisfacer los requerimientos del cliente o

mercado.

3. El procesamiento para separar cada uno de los componentes de la mezcla de

hidrocarburos a fin de generar los productos requeridos por demandas del

mercado.

QUEMA Y VENTEO DE GAS NATURAL

Se denomina quema a la combustión controlada del gas natural en

operaciones rutinarias durante el procesamiento de crudo y gas, la cual ocurre al

final de la línea donde se encuentra el mechurrio o flama. Éste gas genera

mayormente vapor de agua y dióxido de carbono. Además, para una combustión

efectiva se requiere una mezcla óptima entre el gas combustible y aire, en

ausencia de líquidos.

El venteo es la liberación controlada de gases a la atmósfera en el transcurso de

las operaciones de producción de gas y petróleo. Estos gases pueden ser gas

natural o algún otro vapor de hidrocarburo, vapor de agua entre otros, tales como

dióxido de carbono, separados en el procesamiento del petróleo o gas natural. En

el venteo, el gas natural asociado a la producción de petróleo es liberado

directamente a la atmósfera y no es quemado. Un venteo seguro se garantiza

cuando el gas es liberado a alta presión y el mismo es más ligero que el aire.

COMPRESORES

Los compresores son máquinas que tienen por finalidad aportar una

energía a los fluidos compresibles (gases y vapores) sobre los que operan, para

hacerlos fluir aumentando al mismo tiempo su presión.

Dependiendo de la aplicación, los compresores son manufacturados como tipo de

desplazamiento positivo, dinámico o térmico.

Los compresores de desplazamiento positivo se utilizan para el flujo intermitente

en la cual volúmenes sucesivos de fluido están confinados en un espacio cerrado

para aumentar su presión. La otra amplia clase de compresores es del tipo

rotatorio para el flujo continuo. En este tipo de compresor, las piezas giratorias

(impulsores) aceleran rápidamente al fluido a una alta velocidad; esta velocidad se

convierte entonces en una presión adicional por desaceleración gradual en el

difusor o voluta, la cual rodea el impulsor. El tipo de compresores de

desplazamiento positivo puede ser clasificado como cualquier tipo de movimiento

reciprocante o rotatorio. Los compresores de desplazamiento positivo rotatorio

tienen elementos rotatorios cuyos compresores de acción positiva (máquinas de

desplazamiento positivo) son los más utilizados para caudales bajos y altas

relaciones de presión.

El compresor reciprocante consiste de uno o más cilindros cada uno con un pistón

o émbolo que se mueve hacia adelante y hacia atrás, desplazando un volumen

positivo con cada golpe.

Las diferencias entre compresores reciprocantes y centrifugos se resumen de la

siguiente manera:

Las ventajas de un compresor reciprocante sobre un compresor centrífugo

incluyen:

• Ideal para caudales bajos y relaciones de alta presión.

• Alta eficiencia a altas relaciones de presión.

• Costos de capital relativamente bajos en unidades pequeñas (menos de

3.000hp).

• Menos sensibles a cambios en la composición y densidad.

Las ventajas de un compresor centrífugo sobre un compresor reciprocante

incluyen:

• Ideal para caudales altos y cabezales pequeños.

• Construcción sencilla con una sola pieza móvil.

• Alta eficiencia sobre un rango operacional normal.

• Bajo costo de mantenimiento y alta disponibilidad.

• Mayor capacidad de volumen por unidad de área de trazado.

• No genera vibraciones ni pulsaciones.

Una técnica es la compresión por etapas múltiples con interenfriamiento, en la

que el gas se comprime en etapas y se enfría entre cada una de éstas pasándolo

a través de un intercambiador de calor llamado interenfriador.

Idealmente, el proceso de enfriamiento tiene lugar a presión constante y el gas se

enfría a la temperatura inicial en cada interenfriador. (Cengel, Y. (2006).

Los sistemas de compresión en múltiples etapas deben cumplir la siguiente

relación:

Donde:

:Relación de compresión.(adim.)

: Presión requerida en la descarga. (psia)

: Presión disponible en la succión.(psia)

Para seleccionar el número de etapas, se puede iniciar con las siguientes

aproximaciones

• Total = 5 usar una sola etapa

• Total ≥ 5 usar dos etapas

• Total ≥ 25 usar tres etapas de compresión

Los compresores de múltiples etapas se basan en la refrigeración

intermedia cada vez que la temperatura de entrada del gas y que la relación de

compresión requerida son tales que la temperatura de descarga del gas excede

de aproximadamente 300 ° F.

Los servicios de compresión de alta relación de presión comúnmente se

separan en etapas de compresión múltiples y casi siempre incluye enfriadores

entre etapas a fin de remover el calor generado en la compresión. La compresión

se lleva a cabo por etapas, por las siguientes razones.

1. Para limitar la temperatura de descarga de cada etapa a niveles que sean

seguros desde el punto de vista de limitaciones mecánicas o tendencia de

ensuciamiento del gas.

2. Para tener disponibles corrientes laterales, en la secuencia de compresión

a niveles de presión intermedia, tales como en los sistemas de los

procesos de refrigeración.

3. Para aumentar la eficiencia total de compresión (a fin de obtener una

reducción en potencia) manteniendo la compresión tan isotérmica como

sea posible, optimizando la inversión adicional en enfriadores inter etapas y

los costos de operación del agua de enfriamiento contra el ahorro de

potencia.

4. Para enfriar las entradas a las etapas y de esta manera reducir los

requerimientos de cabezal de compresión total, suficientemente a fin de

disminuir el número de etapas de compresión requeridas. Esto da como

resultado compresores más compactos y de costos de construcción más

bajos.

ENDULZAMIENTO

Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas

que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de

hidrógeno (H2S). El agua se elimina con productos químicos que absorben el

vapor de H2O. El H2S se trata y elimina en plantas de endulzamiento.

Solventes

Hay dos clases de solventes utilizados en el proceso de endulzamiento, los

físicos y los químicos.

A continuación se enlistan las consideraciones que se deben tener en cuenta al

elegir el tipo de solvente con el que se va a trabajar en un proceso de

endulzamiento.

1. La presión y temperatura de operación.

2. La cantidad de gases ácidos contenidos y los que se desean remover, la

selectividad y las especificaciones del gas a tratar.

3. Eliminación de los gases ácidos (recuperación de azufre, incineración).

4. Contaminantes en el gas de entrada (oxígeno, compuestos de azufre).

5. Preferencias del cliente (capital y costos de operación, eficiencia del

combustible, costos de los solventes, etc.)

Solventes Químicos

Los solventes químicos, por lo general, son alcanolaminas en solución

acuosa que reaccionan química y reversiblemente con los gases ácidos, por

consiguiente, al elevar la temperatura se puede recuperar el solvente.

Las aminas son compuestos derivados del amoníaco ( ), son bases orgánicas

donde uno, dos o tres grupos alquilo pueden ser sustituidos en lugar de los

hidrógenos en el amoníaco para dar aminas primarias, secundarias y terciarias

respectivamente.

Las aminas se dividen en primarias (monoetanolamina, diglicolamina),

secundarias (dietanolamina) y terciarias (metildietanolamina, trietanolamina),

dependiendo del número de sustituciones que se hagansobre el nitrógeno.

Las aminas se han convertido en sustancias químicas muy importantes ya que son

empleadas como solventes en los procesos de endulzamiento de gas natural. En

un inicio la monoetanolamina (MEA) era la más utilizada en cualquier aplicación de

endulzamiento, después fue sustituida por la dietanolamina (DEA) ya que daba

mejores resultados. En los últimos años el uso de metildietanolamina (MDEA) así

como las mezclas de aminas han ganado popularidad. El uso de estas aminas

depende de su grado de selectividad para la remoción de los contaminantes

ácidos.

Los procesos continuos de endulzamiento de gas usan soluciones acuosas de

alcanolaminas. Un solvente físico suele añadirse en esta solución para mejorar su

comportamiento en situaciones especiales donde la alcanolamina sola es

inadecuada, por ejemplo: cuando se presenta una corriente de gas natural con

altas concentraciones de gases ácidos y/o RSH.

Las ventajas de estos procesos donde la solución acuosa de amina es regenerada

y recirculada son:

1. Remoción completa de medianas a altas concentraciones de gases ácidos,

incluso a altas tasas de flujo de gas con un consumo insignificante de

reactante.

2. Costos de operación relativamente bajos por libra de azufre removida en

comparación con el proceso por cargas.

3. La composición de la solución puede ser adaptada a la composición del gas

agrio.

4. Grandes cantidades de componente de azufre orgánico pueden ser también

removidos cuando un solvente físico se añade a la solución de amina.

Las desventajas son :

1. Alta inversión inicial comparada con el proceso por cargas.

2. Los costos de operación y mantenimiento son significativos.

3. Algunos procesos como Sulfinol y Flexsorb requieren licencia o regalías.

Monoetanolamina (MEA)

La MEA fue la primera alcanolamina que fue usada y el proceso no ha

cambiado mucho hasta la actualidad. A pesar de que su uso ha decrecido

recientemente, ésta se usa cuando la presión parcial y/o la concentración de

gases ácidos son bajos en el gas natural. La MEA es la amina primaria con el

peso molecular más bajo, por lo tanto, es la más reactiva, volátil y corrosiva. Es

por esto que se utiliza en soluciones relativamente diluidas, tiene las mayores

pérdidas de vaporización, requiere más calor para la regeneración, y tiene la

recepción más baja de hidrocarburos.

Dietanilamina (DEA)

Es una amina secundaria comúmente utilizada en cantidades menores al 35%

en peso, sin embargo, su uso aumenta la posible corrosión en la tubería y equipos

de proceso. Tiene las siguientes ventajas(Serrano, 2004):

• Selectividad hacia el y

• Se usa a presiones altas.

• Volatilidad relativamente baja.

• Baja energía de regeración (relativa inestabilidad de sus productos de

reacción).

Metildietanolamina (MDEA)

Es una amina terciaria utilizada en un rango de 20 a 50 % en peso. Tiene las

siguientes ventajas:

• Selectividad hacia el en presencia de .

• Requerimientos de energía reducidos.

• Alta estabilidad térmica.

• No reacciona con los COS y .

• Bajo potencial de degradación.

• No requiere ser cambiada constantemente debido a su baja volatilidad y

alta estabilidad.

• Menores problemas de corrosión.

Solventes físicos

Estos son líquidos orgánicos que absorben y a altas presiones y

bajas temperaturas. La regeneración es mediante la separación a presión

atmosférica y a veces al vacío por lo general sin calor.

Los diagramas de flujo básicos son similares a los del procesamiento de

alcanolamina, y las opciones de una sola etapa de absorción, corrientes divididas

y la absorción de dos etapas están disponibles.

El solvente físico debe ser de bajo punto de fusión, baja viscosidad, químicamente

estable, no tóxico, no corrosivo, selectivo para el gas contaminante, y disponible.

La recolección de gas es proporcional a la presión de gas ácido.

En las siguientes descripciones de procesos, se enfatiza Selexol debido a que el

uso principal es para corrientes de gas natural y gases no sintéticos.

Selexol

Selexol es utilizado en más de 50 instalaciones en todo el mundo para

remoción bruta de y también, más recientemente, para la eliminación de

simultánea. Es una mezcla de dimetil éteres de glicoles de polietileno

principalmente el trímero a través de hexámero. No es tóxico, posee alto punto de

ebullición, puede ser utilizado en equipos de acero al carbono, y es un excelente

solvente para los gases ácidos, otros gases sulfurosos, hidrocarburos más

pesados, y compuestos aromáticos.

Rectisol

El metanol es el solvente Rectisol, y la alta volatilidad requiere que la torre

de contacto sea a muy bajas temperaturas, por ejemplo, 0 a 70 ° C. Se utiliza

principalmente para el tratamiento de gas de síntesis en Europa. El procesamiento

adicional incluye la recuperación de los hidrocarburos desde las corrientes de

y .

Purisol

El solvente Lurgi Purisol disol es n-metil-1-2-pirrolidona, también conocido

como NMP o M Pyrol. Es un excelente solvente de , , RSH,

hidrocarburos, y desafortunadamente muchos elastómeros. Además, es muy

selectiva hacia el , pero el punto de ebullición de 396 °C, aunque adecuada

para el proceso Purisol, es demasiado baja para su uso como un aditivo para

soluciones de alcanolamina. Al igual que Rectisol, la mayoría de las aplicaciones

de Purisol se han utilizado en Europa para los gases sintéticos.

Solvente de Flúor

Este proceso utiliza carbonato de propileno para remover , , COS y

RSH de corrientes de gas natural. No es selectiva hacia . Todos los tipos de

compuestos de azufre se pueden reducir a 4 ppm o menos. Sin embargo, el

principal uso ha sido como una alternativa a Selexol para la remoción gruesa de

.

Soluciones Mixtas

El Sulfinol de Shell fue el primero de estos procesos, la solución usa

sulfolane como el solvente físico principal con las aminas DIPA o MDEA. Además

de absorber componentes orgánicos de azufre, la capacidad del Sulfinol para los

gases ácidos aumenta con la presión parcial de los mismos. Este es un fenómeno

de la ley de Henry sin limitación estequiométrica y con liberación de calor mucho

menor.

Adsorción

La adsorción es el proceso mediante el cual las moléculas de gas o líquido

son sostenidas en la superficie de un sólido. Esta retención puede ser producto de

una reacción química, condensación capilar, fuerzas intermoleculares o una

combinación de las anteriores. Una aplicación más extendida es la deshidratación

del gas natural, especialmente como el primer paso en el recobro criogénico de los

líquidos del gas natural.

Los tamices moleculares de zeolita son los adsorbentes más adecuados para H2s,

CO2, RSH, entre otros. Ellos son no corrosivos, no tóxicos, y están disponibles en

tamaños de poro entre 3 y 10 angstroms. Los tamaños de poros más pequeños

absorben pero son muy pequeños para permitir el paso de los mercaptanos

más pesados. Los tamaños más grandes son comúnmente usados para la

remoción total de azufre.

Los tamices moleculares adsorben sólo moléculas polares. Entre los

contaminantes comunes del gas natural, el agua es el principal compuesto

adsorbido seguido por los mercaptanos, y en ese orden.

Debido a que los componentes con una mayor afinidad para la adsorción

desplazarán los componentes con una capacidad de adsorción más pequeña, la

remoción selectiva para los contaminantes de azufre se puede obtener cuando

hay concentraciones muy bajas en el afluente como 0,01 g/100 PCS.

Membranas

La separación por membranas es uno de los desarrollos más recientes y a

pesar de las desventajas económicas, su uso está creciendo firmemente. La

separación entre gases ocurre sobre una base molecular, es por ello que deben

usarse delgadas capas sin poros (la permeación a lo largo de las capas o cintas

no es una filtración: es sorción en el lado de alta presión, es difusión a lo largo de

la cinta, y es de sorción en el lado de baja presión). Las membranas consisten en

una cinta ultra delgada de polímeros en el tope de un delgado y poroso sustrato.

Dependiendo del diseño, el recubrimiento o el sustrato controlan la tasa de

permeación en la capa compuesta.

El empaquetado se fija en un tanque cilídrico de presión alrededor de un tubo

permeable axial para formar un elemento el cual es típicamente de 0,1016 a

0,2032metrosde ancho, por 1,524 metros de largo. Los elementos están

combinados en paralelo y/o series para formar el paquete separador. Para estas

membranas, el revestidor de acetato denso, no poroso y celuloso es típicamente la

capa activa o la capa controladora de prermeación.

Para el separador de fibras huecas se usan cilindros huecos menores a un

milímetro de diámetro externo, girado de material de control de separación

usualmente una polisulfona recubierta de un elastómero de silicón para protección.

La dimensión típica del muro es alrededor de 300 micrones, la capa de separación

es sólo de 500 a 1000 angstroms. El paquete de fibras huecas, el cual está sellado

al final encaja en el casco de acero.

El gas de salida no permeado y de alimentación está en el lado del casco, y el gas

permeado está en el lado del tubo. Las dimensiones típicas son de 4 a 8 pulgadas

de diámetro y entre 10 a 20 pies de largo.

Separador de Espiral Cortado.

MERCADO INTERNO DE GAS NATURAL POR SECTOR

La estructura de comercialización de gas natural en el mercado interno está

compuesto por tres grandes sectores, i) Sector Eléctrico; ii) Sector Gas por Redes

con las categorías: Residencial, Comercial, Industrial y Transporte Vehicular y iii)

Sector Consumidores Directos y Otros. En promedio, el consumo del mercado

interno durante el año 2014, alcanzó a 10,37 MMm3/día, lo que significa un

incremento del 12,47% respecto a la gestión 2013, donde el sector con mayor

incidencia en este crecimiento fue el Sector Eléctrico (con 7,14% de incidencia)

seguido del Sector de Gas por Redes (3,26%) y Consumidores Directos y Otros

(2,07%). Asimismo, en relación al año 2013, el consumo promedio del Sector

Eléctrico creció en 16,02%, el Sector Residencial, Comercial, Industrial y

Transporte Vehicular en 6,82% y el consumo directo y otros en 26,76%.

MERCADO EXTERNO SEGÚN DESTINO

El contrato de compra venta de gas natural (GSA) fue suscrito en 1996, tiene una

duración de 21 años, esto es a partir de 1999 hasta 2019. Este contrato

inicialmente estableció el envío de 16 MMm3/día de gas natural, sin embargo,

después de la firma de dos Adendas, se llegó a establecer el máximo volumen

contractual de venta de 30,08 MMm3/día más el gas combustible requerido en el

tramo Mutún - Sao Paulo, y que actualmente se encuentra en vigencia. Asimismo,

desde los inicios del contrato se estableció un poder calorífico en base saturada

que no sea menor a 1.034 BTU/pc.

El contrato de compra venta de gas natural entre YPFB y Energía Argentina S.A.

(ENARSA), fue suscrito el 2006 con una duración de 21 años a partir del 1º de

enero de 2007 hasta el año 2026 y establece el envío de un volumen inicial de 7,7

MMm3/día durante los tres primeros años, con posibilidad de incrementarse en

función de las ampliaciones de gasoductos en ambos países, hasta alcanzar un

volumen de 27,7 MMm3/día, manteniendo este nivel hasta la finalización del

contrato. El 26 de marzo de 2010 se suscribió la primera adenda a este contrato

que entró en vigencia el 1º de mayo de 2010, la cual establece volúmenes

mínimos de recepción y entrega de forma obligatoria y cláusulas de garantías

comerciales (de pago y de entrega) entre otros. Asimismo, desde el inicio del

contrato se estableció un poder calorífico en base seca que no sea menor a 1.000

BTU/pc.

En el mes de julio de 2012, se firmó un “contrato interrumpible de compra y venta

de gas natural” entre YPFB y ENARSA. El acuerdo entró en vigencia ese mismo

mes y contempla una duración de 15 años hasta el 31 de diciembre de 2026. Es

un contrato independiente al suscrito el 2006 y establece volúmenes

interrumpibles que no generan obligaciones a YPFB y tampoco compromete

reservas en firme.

Los volúmenes diarios exportados al mercado del Brasil a través del contrato

YPFB – Petrobras (GSA) mostraron estabilidad a lo largo del 2014, con un

promedio de volúmenes diarios de 32,5 MMm3. El volumen más bajo se registró el

29 de noviembre con 22,7 MMm3 y los más altos se registraron los días 15 y 16

de febrero, 4, 5, 6 y 9 de marzo, 10, 11 y 12 de junio con 33,9 MMm3.

Las exportaciones al mercado de Argentina, a través del contrato YPFB –

ENARSA, mostraron en promedio diario de 15,7 MMm3. El volumen diario más

bajo fue de 2,4 MMm3 registrado el 25 de noviembre. Asimismo, el volumen más

alto fue de 18,7 MMm3 que se registró los días 12 y 13 de febrero.

Estructura del alcance del proyecto

Bibliografía/ Weblografia

Apéndice o Anexos