SELECCIÓN DE TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL EN DIFERENTES ÁREAS GEOGRÁFICAS DE VENEZUELA

Transcripción

1 SELECCIÓN DE TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL EN DIFERENTES ÁREAS GEOGRÁFICAS DE VENEZUELA Balza A., Ricaurte M., Nadales D., Viloria A.,*Gonzalez M., PDVSA Intevep, *Universidad Simón Bolívar- Venezuela. Teléfono: Fax: RESUMEN Para valorizar el gas natural se deben eliminar las sustancias contaminantes tales como H 2 S, CO 2 y agua, entre otros, por lo cual es enviado a un conjunto de procesos de tratamiento y acondicionamiento que permiten obtener un gas bajo las especificaciones de calidad de gas a venta. En tal sentido, existe una estrecha relación entre la fuente de gas y sus características y las especificaciones requeridas para su uso final. La selección de la tecnología de endulzamiento de gas natural debe estar alineada con las especificaciones requeridas por el usuario final. De acuerdo a lineamientos de ENAGAS, se prevé que a partir del año 2013 el contenido de CO 2 y H 2 S en el gas a venta en Venezuela será disminuido de 8,5 a 2% molar y de 12 a alrededor de 4,16 ppm molar, respectivamente. En función de esta premisa y de la variedad en la composición del gas en Venezuela, se diseñó una metodología para facilitar la selección e identificación de la tecnología de endulzamiento del gas natural que aplique en cada caso según el área geográfica de procedencia o fuente de gas. Se plantearon como casos de estudio: Dtto. Morichal (Edo. Monagas), Dtto. Anaco (Edo. Anzoátegui), y Plataforma Deltana (Costa Afuera). Tomando en cuenta las características del gas en dichas áreas, se definieron las opciones de acondicionamiento y los parámetros para la evaluación y se construyó una matriz de decisión para cada caso de estudio. La matriz propuesta en el presente trabajo, es un instrumento eficaz y de fácil manejo, el cual permite tomas de decisión objetivas basadas en fundamentos técnicos generales e información pública disponible de las tecnologías de endulzamiento evaluadas.

2 INTRODUCCIÓN La composición molecular del gas natural varía según la zona geográfica, la formación geológica y el tipo de reserva de la cual es extraído. Los diferentes hidrocarburos que constituyen el gas natural pueden ser separados utilizando sus propiedades físicas respectivas (peso molecular, temperatura de ebullición, presión de vaporización). Las impurezas contenidas en las corrientes de gas natural pueden ser nitrógeno (N 2 ), dióxido de carbono (CO 2 ), sulfuro de hidrógeno (H 2 S), mercurio (Hg) y agua. El CO 2 y el H 2 S forman soluciones ácidas en presencia del agua contenida en el gas que afectan las instalaciones por corrosión. La remoción de todos los contaminantes es requerida por razones de seguridad, control de corrosión, cumplimiento con especificaciones de productos gaseosos o líquidos, prevención de problemas de congelación de compuestos a bajas temperaturas, reducción de los costos de compresión, prevención del envenenamiento de catalizadores en los procesos aguas abajo, y para el cumplimiento de las especificaciones ambientales. (Kohl, A.,1997) Las sustancias indeseables, deben eliminarse del gas natural antes de su comercialización, para lo cual, existen normativas de calidad de gas que especifican las cantidades permitidas en cuanto a sustancias contaminantes, las cuales deben cumplirse para la entrega de gas al usuario final. En la cadena de valor del gas, el acondicionamiento (endulzamiento y deshidratación) forma parte esencial, ya que de la eficiencia de estos procesos depende la calidad del producto, la cual va a estar definida según sea el uso final del gas. En tal sentido, existe una estrecha relación entre la fuente de gas y sus características y las especificaciones requeridas para la utilización del gas aguas abajo de la cadena de valor, que sólo pueden cumplirse si se cuenta con las tecnologías adecuadas de acondicionamiento de gas para lograr alcanzar dichas especificaciones. Por ende, se hace necesario contar con una herramienta que permita seleccionar la mejor tecnología de endulzamiento de gas según las características de la fuente de gas y las especificaciones del usuario final. En el presente trabajo se muestra una metodología basada en la toma de decisión a través de una matriz de selección, la cual, es un medio para ordenar, de forma comparativa, las distintas estrategias que están al alcance de la empresa, así Página 1

3 como los resultados probables, para ésta, de las distintas combinaciones. Tomando en consideración los diversos parámetros relacionados con el proceso y la variedad de tecnologías existente para el acondicionamiento del gas natural. CASOS DE ESTUDIO Y PREMISAS 1. Distrito Gas Anaco Los campos principales del área Santa Rosa, Joaquín, Santa Ana, El Roble y El Toco, se encuentran al norte de la falla inversa del corrimiento de Anaco. Predominan los yacimientos de condensado asociado con petróleo, aunque también existen yacimientos de gas seco. La gravedad promedio del petróleo es de 39 API y la del condensado, de 51 API. Las presiones de manejo de gas se encuentran en el intervalo entre 400 y 600 psig. Se contempla que el gas agrio que requiere ser endulzado será separado de la corriente multifásica para luego ser desviado hacia la(s) planta(s) de endulzamiento requerida(s) a fin de remover el H 2 S y el CO 2. Luego del endulzamiento, el gas natural dulce es enviado al Centro Operativo San Joaquín (COSJ) y a la Reactivación de Compresión en Áreas Tradicionales (RECAT) donde es sometido a procesos de compresión y separación primaria antes de ser enviado finalmente a la Planta de Extracción de Líquidos San Joaquín (Figura 1) Página 2

4 gas agrio gas dulce CO : 11 % molar 2 H S: 45 ppm molar 2 endulzamiento CO : 1% molar 2 H S: 1 ppm molar 2 Centro operativo San Joaquín (COSJ) y RECAT gas con condensado H S +CO 2 2 compresión y separación primaria separador multifásico condensado gas residual mercado interno Planta de Extracción San Joaquín Líquidos del gas natural (LGN) Figura.1 Esquema de manejo del gas del Dtto. Anaco. Las premisas establecidas en este caso de estudio son: El gas natural del área de Anaco se caracteriza por ser un gas con condensados Para efectos de este trabajo, se considerará el volumen de 300 MMPCED de gas proveniente de la estación de descarga San Joaquín-3 (SJED-3) Se manejan presiones entre 400 y 600 psig Se estiman concentraciones iniciales de 11 % molar de CO 2 y 45 ppm molar de H 2 S El uso final del gas es: en una primera fase como corriente de alimentación del Centro Operativo San Joaquín, el cual establece especificaciones finales de 1% molar de CO 2 y 1 ppmv de H 2 S, en el procesamiento del gas aguas abajo para luego ser destinado al mercado interno, donde se debe cumplir con especificaciones establecidas en la norma COVENIN :2000 Página 3

5 2. Distrito Morichal Los yacimientos son poco profundos (aprox pies); la viscosidad del petróleo es alta (1200 cp aunque puede llegar hasta cp o más); la porosidad, la permeabilidad y la saturación de agua promedio son del 30%, 2500 md y 27%, respectivamente. El gas natural en el área de Morichal es el gas proveniente del Campo Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO); es un gas asociado a crudo extrapesado, pobre y agrio, con una cantidad aproximada de H 2 S de 25 ppmv. Las presiones de manejo de gas se encuentran en el rango entre 25 y 100 psi. La infraestructura para el acondicionamiento del gas que actualmente está instalada en el área, está constituida por un sistema de compresión y tratamiento (membrana), el cual permite llevar la producción actual (40 MMPCED) desde 25 psig hasta 1200 psig, con acondicionamiento en la ínter etapa de 600 psig (Figura 2). Para manejar una producción de gas de 80 MMPCED, se requiere instalar un nuevo sistema de compresión, constituido por dos trenes de compresión de 40 MMPCED cada uno para llevar el gas desde 25 psig hasta 1200 psig y un nuevo sistema de acondicionamiento de gas (endulzamiento y deshidratación), con la finalidad de evitar la condensación del agua y corrosión severa en las líneas de transferencia, aguas abajo de la Planta Compresora Orinoco, ocasionado por la presencia de CO 2 y H 2 S en el gas natural y de esta forma cumplir con los requerimientos de calidad de gas establecidos por la norma COVENIN 3568: (Ricaurte M.,2007) Página 4

6 Gas agrio CO : 14% molar 2 H S: 25 ppm molar 2 Gas dulce CO : 8,5 % molar 2 H S: 12 ppm molar 2 25 psi Endulzamiento y Deshidratacíon 1200 psi Generación Eléctrica 600 psi Gas natural H S + CO + H O Crudo Depurador de succión Figura 2 Esquema de manejo del gas del Dtto. Morichal. Las premisas establecidas en este caso de estudio son: El gas natural en el área de Morichal es el gas proveniente del Campo Carabobo (FPO); es un gas asociado a crudo extrapesado, disperso y pobre. Se estiman concentraciones iniciales superiores a 14 % molar de CO 2 y 25 ppm molar de H 2 S Se manejan presiones entre 25 y 100 psig Se estima un aumento de producción de 40 MMPCED a 80 MMPCED Se requieren especificaciones de gas dulce según la norma COVENIN :2000 El uso final del gas es: mercado interno y generación eléctrica en el sitio 3. Plataforma Deltana El alcance del desarrollo de la Plataforma Deltana incluye las actividades de explotación, transporte mediante gasoducto hasta Güiria y licuefacción del gas natural (GNL) en el futuro Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA). En tal sentido, el gas natural producido debe cumplir con las especificaciones requeridas para los procesos de licuefacción de gas, es decir, una cantidad de CO 2 menor a 50 ppmv, por lo que es necesario la remoción de este gas a través de un proceso de endulzamiento adecuado (Figura 3). Página 5

7 GAS AGRIO CO 2 : 1%molar COMPLEJO CIGMA PLATAFORMA DELTANA (COSTA AFUERA) ENDULZAMIENTO DESHIDRATACIÓN GAS DULCE CO 2 : < 50 ppm molar LIQUEFACCIÓN GNL 90% MERCADO EXTERN O REMOCIÓN DE MERCURIO H 2 O< 1 ppmv GAS POR TUBERIA 10% MERCADO INTERNO PROCESAMIENTO CO 2, H 2 O, Hg, C 3 + Figura 3. Esquema de manejo de gas de Plataforma Deltana. Las premisas establecidas en este caso de estudio son: El gas natural en el área de Plataforma Deltana es un gas libre y pobre Se estiman concentraciones iniciales aproximadas de 1 % molar de CO 2 Según la caracterización del gas realizada en la fase exploratoria (año1988) no contiene H 2 S Se manejan presiones de psig Se requiere tratar aproximadamente 1000 MMPCED El gas natural debe cumplir con las especificaciones requeridas para los procesos de licuefacción de gas, es decir, una cantidad de CO 2 menor a 50 ppmv. El uso final del gas es: 10% mercado interno, 90 % mercado externo (GNL para exportación) Página 6

8 METODOLOGIA Y RESULTADOS Una vez realizado el examen de la situación y establecido las premisas para cada caso de estudio según los datos obtenidos a partir de información pública disponible, en reuniones con expertos, información de proyectos en etapa de visualización, entre otros, se procedió a definir los parámetros de evaluación, entre los que se consideraron aspectos técnicos, operacionales, económicos, de seguridad, higiene y ambiente. Para algunos de los parámetros se definieron subparámetros y a su vez otros subparámetros específicos. (Tabla 1) Luego de establecidos los parámetros y subparámetros, se asignó la calificación del uno (1) al tres (3), siendo 1 el valor más desfavorable y 3 el valor más favorable. Se aplicó el Principio de Hurwics (Velez I.,2003), donde se distinguieron los resultados máximos y mínimos posibles de cada alternativa, siguiendo la siguiente secuencia: El índice a varía entre 1 y 3: a = 1 para el caso más pesimista ( criterio mínimo) a = 2 para los casos intermedios. a = 3 para el caso más optimista ( criterio máximo) Una vez definidas las opciones de endulzamiento y los parámetros para la evaluación de dichas opciones, se construyó una matriz, ponderando porcentualmente cada uno de los parámetros, asignándose el mayor peso en términos de porcentaje a los que más concordaran con las premisas del estudio. Posteriormente, cada opción de endulzamiento fue evaluada dentro de esta matriz según el formato indicado en la Tabla 12. A continuación, se presenta de manera gráfica la metodología utilizada (Figura 4). Página 7

9 INFORMACIÓN PÚBLICA DISPONIBLE PREMISAS SELECCIÓN DE TECNOLOGÍA PARA ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL Observaciones Técnicas Lista larga de opciones Lista corta de opciones Parámetros OPCIÓN Matriz de evaluación Figura 4. Metodología empleada para la evaluación de opciones tecnológicas de endulzamiento de gas natural Las opciones seleccionadas para la elaboración de la matriz (lista larga de opciones) fueron: Endulzamiento con solventes químicos Endulzamiento con solventes físicos Lecho sólido Conversión directa Membranas Inyección directa de secuestrantes Página 8

10 Tabla 1. Escala de calificación de los parámetros considerados para la selección de tecnologías de endulzamiento de gas natural Página 9

11 Una vez establecida la escala de calificación se asignó la ponderación porcentual para cada uno de estos parámetros de acuerdo a la importancia de cada uno en el proceso y al criterio del evaluador. Esta ponderación permanece constante independientemente del escenario evaluado. En tal sentido, los parámetros de mayor puntuación seleccionados en el presente trabajo fueron: Aspectos técnicos, económicos y ambientales según se muestra en la Figura 5. Ambiente 20% Técnicos 25% E conómicos 25% C ons tructibilidad 10% Operacionales 10% Seguridad indus trial 10% Figura 5 Porcentaje en peso asignado a cada parámetro en la matriz de evaluación Los resultados obtenidos según los valores asignados siguiendo la metodología antes descrita se presentan de forma gráfica en las figuras 6, 7 y 8. Página 10

12 Puntaje SOLV ENTES QUÍM ICOS (aminas) M EM BRANAS INYECCIÓN DIRECTA (SECUESTRANTES LIQUIDOS) Figura 6 Resultados de la matriz para la selección de tecnología de endulzamiento del gas natural en Dtto. Gas Anaco Puntaje SOLVENTES QUIM ICOS (aminas) LECHO SÓLIDO M EM BRANA Figura 7 Resultados de la matriz para la selección de tecnología de endulzamiento del gas natural en Dtto. Morichal. Página 11

13 Puntaje SOLV ENTES QUÍM ICOS (aminas) SOLV ENTES FÍSICOS PROCESOS HÍBRIDOS Figura 8 Resultados de la matriz para la selección de tecnología de endulzamiento del gas natural en Plataforma Deltana CONCLUSIONES Página 12

14 La matriz de decisión propuesta para la selección de tecnologías para el endulzamiento de gas natural es un instrumento eficaz y fácil de manejar que permite una toma de decisión objetiva basada en fundamentos técnicos generales e información pública disponible de las tecnologías evaluadas La aplicación de la metodología permitió la selección de la mejor opción de endulzamiento de gas natural para cada uno de los escenarios que fueron objeto de estudio en el presente trabajo Con el presente estudio se demuestra que no existe una tecnología única de endulzamiento, ya que las características del gas varían de un área a otra, así como, los requerimientos del usuario final La interacción entre los suplidores de tecnología, el evaluador y el usuario final es indispensable para la construcción de la matriz de decisión Página 13

15 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Kohl, Arthur, Richard, Nielsen. Gas Purification. Gulf Publishing Company. Houston, U.S.A. 5ta edición, Mak, D. New Physical Solvent Treating Configurations for Offshore High Pressure CO 2. Offshore Technology Conference. Aliso Viejo, California Morgan J., y otros, Matriz de decisión para la selección de tecnología relacionada con el tratamiento de aguas residuales, Instituto de Ingeniería, Universidad Nacional Autónoma de México Proyecto Gas Anaco. Informe Operacional y Financiero. Petróleos de Venezuela, S.A. y sus Filiales (PDVSA) Disponible en: Ricaurte M., Balza A., Itriago Y. Evaluación de opciones tecnológicas para el acondicionamiento del gas natural en la Planta Compresora Orinoco, Dtto. Morichal Los Teques Venezuela: Intevep,2007. Documento Técnico N INT ,2007. Velez, I., El proceso de toma de decisión. Facultad de Ingeniería de la Universidad de los Andes. Bogota, PDVSA. Sistema Unificado de la Calidad Manual de Procedimientos. Mejores Prácticas. Selección de Tecnologías. Caracas: PDVSA Documento N SCIP-MP-G-08-P. Página 14