UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLÓGIA Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo PROYECTO DE GRADO DISEÑO DE UN SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CO 2 EN LA PLANTA DE GAS SANTA ROSA Y SU RE-INYECCIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA MODALIDAD: Proyecto de Grado POSTULANTE: Wilfredo Ramos Ochoa TUTOR : Ing. Carlos Rojas Santa Cruz – Bolivia 2012
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
U N I V E R S I D A D D E A Q U I N O B O L I V I A
FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLÓGIA
Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo
P R O Y E C T O D E G R A D O
DISEÑO DE UN SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CO2 EN LA PLANTA DE
GAS SANTA ROSA Y SU RE-INYECCIÓN EN EL
CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA
MODALIDAD: Proyecto de Grado
POSTULANTE: Wilfredo Ramos Ochoa
TUTOR : Ing. Carlos Rojas
Santa Cruz – Bolivia
2012
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
ii
AGRADECIMIENTOS
Gracias a Dios por todo.
A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un
Buen camino y aunque es una forma mínima de agradecer
Por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero que sepan
Que todos mis logros son sus logros. Gracias a mi madre CELIA ADELA OCHOA
por el apoyo incondicional que me brindo durante todos
Mis estudios y aun en los momentos difíciles que supo cómo motivarme
Para seguir adelante.
A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr Este objetivo, gracias a todos
mis compañeros de trabajo por el apoyo en el tema y amigos.
A una persona que fue muy especial para mí ella
Me escucho, me aconsejo y también me apoyo moralmente
Muchas veces. La confianza que ella me trasmitió me
Ayudo muchísimo. Ella estuvo conmigo desde que inicie
Este trabajo. Gracias Gabriela Mejía V. (Q.E.P.D.)
A la Universidad UDABOL y en
Especial a la Facultad de Ingeniería por la oportunidad
De estudiar la Carrera de Ingeniería en Petróleo y Gas.
A todos y cada uno de los profesores que me Impartieron su cátedra, en gran
parte es por ellos que Adquirí los conocimientos.
A mi tutor de Proyecto, Ing. Carlos Rojas, quien mostró
Mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del
Presente trabajo y en especial por los consejos.
A los ingenieros que tomaron parte del jurado, para
Realizar mi examen profesional, por su tiempo en la revisión de este trabajo.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
iii
INDICE
Contenido Página
Agradecimientos ..................................................................................................................... ii
Índice de Figuras .................................................................................................................. vii
Índice de Tablas ..................................................................................................................... ix
Nomenclaturas ....................................................................................................................... xi
Resumen ejecutivo ............................................................................................................. xvii
Actualmente los siguientes procesos de solvente están comercialmente
disponibles para el tratamiento del CO2.
El detalle del proceso se observa en la figura 1. El sistema se descompone en dos
etapas principales: Absorción y regeneración (incremento de temperatura è
consumo energía)
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
35
Figura 1: Detalle del proceso de absorción química
2.3.2.2 Ciclo de calcinación/carbonatación
Esta combinación de procesos se basa en la absorción química, usando como
solvente a la caliza. Definiendo separadamente, la carbonatación es una reacción
exotérmica donde los reactivos CO2 y CaO reaccionan para producir CaCO3. La
energía que se desprende de esta reacción es de 430 kcal/kg CaCO3. La
calcinación en cambio es el proceso inverso, pues produce la desorción del CO2 y
CaO mediante la descomposición de la caliza en presencia de calor.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
36
Figura 2: Esquemas de funcionamiento de la tecnología calcinación/carbonatación
Las etapas de este proceso son.
1. La corriente de gases a tratar se toma antes de la entrada a la
desulfuradora
2. El proceso propuesto trabajará en dos lechos fluidos circulantes
interconectados, trabajando a una temperatura de 650 ºC el que actúa
como carbonatador, y a 875 ºC el que trabaja como calcinador.
3. El calcinador trabajará en oxi-combustión, con el objetivo de generar una
corriente alta de CO2 en los gases de salida.
4. La recuperación de calor en el nuevo ciclo propuesto se realizará mediante
un ciclo agua-vapor supercrítico
Visualizando la implementación de una planta con este sistema de captura
podemos delinear 3 puntos necesarios.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
37
1. Oxi-combustión en lecho fluido circulante atmosférico.
2. Planta de carbonatación-calcinación en conexión con una planta de carbón
existente.
3. Planta de carbonatación-calcinación para central de generación nueva.
Delineando básicamente las características de este sistema vemos que el proceso
en si es bastante complejo de integrar, sumado al hecho de que la oxi-combustión
está en fase de desarrollo. Sin embargo, se extraen características importantes,
como los bajos costos que lo hacen competitivo con las técnicas de absorción, el
hecho de que la desulfuración sea parte del proceso, incluyendo la purga que
tiene uso económico con las cementeras y finalmente una generación extra de
energía eléctrica que concentra bajas emisiones de CO2 que es nuestro objetivo.
2.3.2.3 Adsorción física
Básicamente se encarga de utilizar materiales capaces de adsorber el CO2
generalmente a altas temperaturas, para luego recuperarlo mediante procesos de
cambio de temperatura o presión como se muestra en la figura 3.
Figura 3: Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
38
2.3.2.4 Membranas
Este proceso se utiliza para la captura de altas concentraciones de CO2 en gas
natural a alta presión, de lo contrario (a baja presión) la fuerza de separación
necesaria para el gas sería muy baja.
Dentro de las limitaciones de este sistema vemos que resulta en un mayor gasto
de energía y por tanto es ineficiente frente a la absorción química, así como
también incurre en un menor porcentaje de remoción de CO2. Esto indica
principalmente que el sistema no está muy desarrollado y las membranas más
eficientes aún no se han encontrado, pero como sistema es prometedor dado las
ventajas operacionales que posee y que se mencionan a continuación en la
figura 4.
Figura 4: Esquema de funcionamiento del sistema de membranas
Los flujos de gas y líquido son independientes, lo que evita problemas en las
columnas ya sea de inundación, espumado.
1. No se necesita un lavado posterior al absorbente para recuperar líquido de
absorción que es sacado hacia fuera.
2. La operación es a condiciones termodinámicamente óptimas, no
condicionadas por las condiciones hidrodinámicas del equipo de contacto.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
39
3. El equipamiento es compacto a través del uso de fibra porosa de
membrana.
De manera de optimizar el uso de las membranas en el proceso, estas deben
presentar algunas características particulares para una mejor performance.
1. La permeabilidad determinará el área de membrana necesaria para el
proceso.
2. La selectividad (radio de permeabilidades) determinará la pureza del
producto final. A menor selectividad podrían ser necesarios procesos
posteriores de reciclaje.
3. La permeabilidad y selectividad de la membrana están correlacionadas
negativamente, por lo que se necesita encontrar un óptimo intermedio de
rendimiento.
4. La estabilidad es un tema importante para este procedimiento, por lo que
una solución para ello son soportes porosos como pueden ser el vidrio, la
cerámica o el metal.
Las membranas se pueden clasificar en orgánicas e inorgánicas, destacando que
las membranas orgánicas no son resistentes a altas temperaturas como las
inorgánicas. Dependiendo del tipo de membrana será la aplicación a la cual estará
enfocada.
Las membranas orgánicas utilizadas comercialmente son las poliméricas, las
cuales se utilizan para los siguientes procesos.
1. Separación de CO2 y CH4 a alta presión del dióxido de carbono.
2. Separación de CO2 y N2, como parte del proceso de post combustión. En
este proceso tanto la presión del flujo de gas como la selectividad de la
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
40
membrana deben ser bajas, por lo que requiere etapas posteriores de
reciclaje haciendo el procedimiento no rentable.
En las membranas inorgánicas encontramos más opciones en el tipo de
membrana como se detalla a continuación.
1. Membranas metálicas, utilizadas en la captura en pre combustión,
separando CO2 y H2 mediante compuestos con aleaciones.
2. Membranas microporosas, también utilizadas en la captura en pre
combustión separando CO2 y H2. Para este proceso la selectividad que se
puede obtener actualmente no es suficiente para separar más de 99.99%
de H2.
3. Membranas transportadoras de iones, las cuales pueden ser usadas
tanto en captura en pre combustión como captura en oxi-combustión. Para
el primer caso se utilizan membranas conductoras de protones y para el
segundo membranas conductoras de oxígeno.
2.3.2.5 Destilación criogénica
La información sobre este sistema es básica, y consiste a grandes rasgos en una
serie de etapas de compresión, enfriamiento y expansión, en las cuales los
componentes del gas se pueden separar en una columna de destilación. Esta
tecnología se utiliza sobre todo para separar las impurezas de una corriente de
CO2 de alta pureza. Un esquema básico se muestra en la figura 5. Sobre su
aplicación se puede decir que no se ha utilizado a la escala y condiciones, en
términos de disponibilidad de costeo, que se necesita para los sistemas de captura
de CO2.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
41
Figura 5: Esquema básico de la destilación criogénica
Dentro de los procesos donde se puede utilizar este sistema encontramos:
1. Separación de CO2 y CH4 en gas natural, donde se puede obtener entre
1 y 80% del CO2 a alta presión (hasta 200 bar).
2. Separación de CO2 y H2 en gas sintético. En este proceso se obtiene entre
20 y 40% con presiones entre 10 y 80 bar.
3. Purificación de los gases de la combustión en el proceso de oxi-
combustión, donde se pueden obtener concentraciones de CO2 entre
75 y 90%.
En la figura 6 se muestra una gráfica que describe los requerimientos de presión y
temperatura para una destilación criogénica con recuperación del 90% del CO2.
Figura 6: Gráfica de requerimientos de P y T para destilación criogénica
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
42
2.3.3 Captura en oxi-combustión
Este proceso se realiza durante la combustión y tiene un largo recorrido como
tecnología aplicada como se ve en la figura 7. Básicamente consiste en la
utilización de oxígeno en lugar de aire para la combustión, de ahí que los gases de
escape están compuestos principalmente de H2O y CO2, que puede separarse
fácilmente del vapor de agua mediante condensación.
Se presenta un esquema básico de funcionamiento. Esta tecnología es utilizada
en centrales de nueva generación con ciclos agua-vapor extremadamente crítico,
así como también en Turbinas de Gas con o sin calderas de recuperación.
Figura 7: Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión
Al ser una tecnología que está actualmente desarrollándose, existen muchos
proyectos de investigación en el tema buscando mejores desempeños y
eficiencias de costos. En la siguiente tabla 3 se presentan los aspectos más
importantes a desarrollar en los diferentes aspectos de esta tecnología.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
43
Tabla 3: Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización
ASPECTO DEL PROCESO
ÁREAS CRÍTICAS DE DESARROLLO
ASU (Unidad de
separación de aire)
1. Destilación criogénica. Consumo de auxiliares. 2. Membranas cerámicas que incrementan la
eficiencia.
Combustión O2
1. Combustión, ignición, estabilidad de llama, temperaturas y perfiles de llama.
2. Volumen del hogar. Absorción térmica por unidad de superficie.
3. Grado de recirculación CO2.
Filosofía de operación
1. Flexibilidad de operación. 2. Integración de la ASU. 3. Disposición chorros de O2 puro, CO2 recirculado y
transporte de carbón.
Emisiones 1. Cinética del SO2. 2. Composición de las cenizas.
Materiales
1. Propiedades de operación a largo plazo y altas temperaturas.
2. Ensayos de materiales avanzados ultrasupercríticas.
3. Potencial de corrosión para carbones con altos contenidos de cenizas.
2.3.4 Estudio comparativo de tecnologías
Para analizar comparativamente los diferentes procesos existentes para el
tratamiento del CO2, conviene estudiar las ventajas y desventajas presentes en
cada tecnología, como se ve en la tabla 4, lo que si bien permite compararlas, no
es un buen criterio de discriminación pues se encuentran en distintas fases de
desarrollo y también la aplicabilidad no es al mismo tipo de centrales en algunos
casos lo que las hace excluyentes.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
44
Tabla 4: Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO2
TIPO DE CAPTURA CO2
VENTAJAS DESVENTAJAS
Pre combustión
La separación vía solvente físico o químico está probada. Los gases de salida salen a mayor presión y mayor concentración de CO2 que la postcombustión lo que reduce coste de captura.
Es posible utilizar un amplio rango de combustibles fósiles.
El combustible primario debe ser convertido a gas sintético previamente.
Las turbinas de gas, calentadores y calderas deben ser modificados para la utilización de hidrógeno como combustible.
absorbente.
Absorción química
(post combustión)
Muchas de las tecnologías son comerciales (absorción química), separación de CO2
en yacimientos de gas natural, producción de urea, metanol
Requiere menores modificaciones de centrales existentes.
Mayor volumen de gases a tratar que en pre combustión.
Necesidad de nuevas materias primas (@ 0,3 kg/Tm CO2)
Alto consumo energético en la regeneración del absorbente.
Calcinación/carbonatación
(post combustión)
Costo del absorbente. Producción de energía
(electricidad) adicional lo que implica menor consumo de energía.
La desulfuración está incluida en el propio proceso de captura del CO2.
Material purgado (CaO) tiene un valor añadido pues posee un valor comercial (cementeras).
Alto requerimiento de espacio.
Necesidad de empleo de oxicombustión en el calcinador.
Escala laboratorio (previsiblemente en escala piloto en breve).
Control de proceso complejo.
De manera de establecer una diferenciación entre las tecnologías es que nos
enfocamos en aspectos comunes como nivel de desarrollo, consumos de energía
o requerimientos necesarios…3
Corrosión: Acción química física o electroquímica compleja que destruye un metal.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
45
2.4 Método de captura de CO2 aplicado al proyecto
Como se mencionó anteriormente en el capítulo 2.3.2 e inciso 2.3.2.1 de este
proyecto, este proceso el CO2 reacciona con un líquido de absorción para ello se
utilizaron compuesto químico (Amina).
2.4.1 Proceso de endulzamiento del gas
Las plantas de endulzamiento de gas tiene como función principal remover gases
ácidos, (dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, etc.) como impurezas, de una
mezcla de gases con el fin de prepararla para su consumo. En este caso se
remueve dióxido de carbono (CO2) de agua corriente de etano con una solución
acuosa de amina (diglicolamina, DGA) como agente de tratamiento. En la figura 8
se presenta un esquema simplificado del proceso. El gas acido, conteniendo H2S
y/o CO2 entra a la torre absorbedora por el extremo inferior y fluye hacia arriba a
través de los casquete pertenecientes a los platos que mantiene.
Figura 8: Proceso de endulzamiento de gas
Un nivel de solución de amina. Los casquete dispersan el gas acido a la salida de
cada plato obligando a estar en contacto directo con la amina.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
46
El gas dulce, libre de los compuesto ácidos, sale por la parte superior de la torre
absorbedora. La amina pobre, libre de compuesto ácidos, entra a la torre
absorbedora por su parte superior. A medida que la amina desciende de plato en
plato, en contra corriente con el flujo de gas, reacciona con los componentes
ácidos del gas y estos son absorbidos.
La amina rica, contaminada con los compuestos ácidos, sale de la torre
absorbedora por su parte inferior, pasa por el intercambiador de calor de amina
pobre-amina rica, luego circula por el filtro donde se retiran las impurezas solidas
finalmente entra a la torre regeneradora.
La entrada a la torre regeneradora es por la parte superior y fluye hacia abajo en
contra corriente con los vapores calientes de amina producidos en el rehervidor. El
incremento en la temperatura de la amina rica produce la liberación de los gases
ácidos. El vapor excedente, generado en el rehervidor, arrastra los gases ácidos
fuera de la torre regeneradora. Este vapor se condensa y se separa de los gases
ácidos en el acumulador. Los gases ácidos se eliminan del proceso y el vapor
condensado retorna a la torre regeneradora como reflujo. La amina purificada sale
de la torre regeneradora por su parte inferior, pasando por el rehervidor, por el
intercambiador de calor amina-amina y por el enfriador de amina antes de retornar
a la torre absorbedora.4
2.3.4.1 Comparación de aminas
Uno de los procesos en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de
gases ácidos por absorción química con soluciones acuosas con alcanolaminas.
De los solventes disponibles para remover H2S y CO2 de una corriente de gas
natural, las alcanolaminas son las más aceptadas y usadas en mayor escalas.
Procesamiento del Gas: La separación del aceite y el gas, y la remoción de impurezas y líquidos del gas natural.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
47
2.4.1.1 Análisis comparado de aminas
Tabla 5: Tipos de Aminas
SOLVENTE QUIMICO
VENTAJAS DESVENTAJAS
Monoetanolamina
(MEA)
Concentraciones bajas de CO2.
Útil cuando la presión de gas acido de entrada es baja
Corrosión y formación de espuma Requiere de cantidades
considerables de calor de solución en el sistema
Al generarla, retiene más cantidad de gases ácidos
Diglicolamina
(DGA)
Mejor estabilidad Baja presión de vapor Mayores concentraciones
Alto costo En presencia de CO2 da productos
de degradación que no son regenerables
Dietanolamina
(DEA) Menos corrosiva que MEA Baja presión de vapor
solución viscosa en concentraciones altas
Baja actividad Diisopropanolamina
(DIPA)
Capacidad para transporte gases ácidos
Es más eficiente para H2S
Alto peso molecular, requiere de tasas másicas muy altas
Diisopropanolamina
activada (ADIP) Bajo consumo de vapor No corrosivo
Usado para remover H2S
Fuente: Engineering Data Book
2.5 Condiciones de operación del flujo de gas
Para que el flujo de gas cuente con las mejores condiciones en el interior del
equipo para la separación. Será necesario considerar algunos aspectos
fundamentales:
2.5.1 Temperatura
Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficiente la
velocidad del fluido como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas,
disminuyendo las necesidades de tiempo de resistencia.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
48
2.5.2 Presión
Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos de
aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también
favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. 5
2.6 Descripción del proceso
Existen muchos procesos para la remoción de gas acido de las corrientes de gas
natural, antes de seleccionar un proceso se debe considerar cuidadosamente la
composición del gas natural de alimentación y las composiciones del flujo, así
como los requerimientos específicos del gas natural. Como se muestra en la
(Figura 8).
2.6.1 Filtro coalescence
Previo a que la Corriente de gas de entrada sea tratada con solución de amina,
este debe ser filtrado en el filtro de coalescence* de gas de entrada para remover
pequeñas gota de líquido que puedan ser arrastradas o partículas sólidas de 0,3
micrones6
Esto ayuda a prevenir problemas de espuma, corrosión y contaminación de la
amina. Las partículas sólidas son capturadas y retenidas por los elementos
filtrantes.
A medida que las partículas sólidas se acumulan, los elementos filtrantes
comienzan a taponarse y la caída de presión en el recipiente se incrementa.
Cuando la caída de presión alcanza los límites preestablecidos, los elementos
filtrantes deben ser reemplazados.
Densidad.‐ Dimensión de la materia según su masa por unidad de volumen, se expresa en libras por galón (lb/gal) o kilogramos por metro cúbico (kg/m3).
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
49
2.6.2 Torre contactora de amina
El gas tratado de entrada adecuadamente filtrado ingresa a la base de la
contactora de amina dentro de la cual el gas fluye en dirección vertical ascendente
en contacto con una solución de amina que descienden sobre una serie de
20 platos.
Gas y líquido entran en contacto íntimo en cada plato con tiempo de contacto
suficiente para que la solución de amina* absorba el dióxido carbono del gas de
entrada. El mecanismo de absorción implica reacciones acido-base, en la cual el
dióxido de carbono es el componente gas ácido y amina es el componente básico.
La solución de amina que sale por el fondo de la torre contactora de amina es
llamada “amina rica”, porque esta es rica en dióxido de carbono absorbido. La
amina rica sale de la torre a través del control de nivel y fluye al sistema de
regeneración de amina. El gas que sale por el tope de la torre contactora de amina
es llamado “gas tratado”, porque ha sido tratado con solución de amina y el
exceso de dióxido de carbono ha sido removido.7
2.6.3 Sistema de regeneración de amina
El objetivo del sistema de regeneración de amina es regenerar en forma continua
y recircular la solución de amina utilizada en la torre contactora de amina. La
solución de amina es regenerada a través de la separación del dióxido de carbono
absorbido con vapor en una torre que opera a baja presión y alta temperatura,
condiciones opuestas a las reacciones que ocurren en la torre contactora.8
*solucion de amina es la que ingresa a la torre contactora o absorbedora en contra corriente con el gas amargo (CO2) y cumple con la función de absorber el CO2 contenido en la corriente gaseosa. ** los hidrocarburos, una pequeña porción de dióxido de carbono, y algunos contaminantes volátiles abandonan la solución cuando la presión operativa es reducida por la válvula de control de nivel. El vapor que se forma de esta manera es llamado “GAS FLASH”
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
50
2.6.3.1 Tanque de expansión de amina
La amina rica sale de la torre contactora de amina por el sistema control y es
introducida al tanque de expansión de amina que permite separar la amina rica,
“gas flash”**y cualquier hidrocarburo liquido desprendiendo del CO2.
2.6.3.2 Intercambiador amina pobre/rica
La amina rica sale del fondo del tanque de expansión por el control de nivel y fluye
aguas abajo al intercambiador de amina pobre/rica. El intercambiador tiene dos
objetivos:
1. Calienta la amina rica para optimizar la operación en la torre
regeneradora de amina y reduce la carga térmica de calor en el re-hervidor
de amina
2. Enfría la amina pobre reduciendo la carga térmica sobre el Aero-enfriador
de amina.
2.6.3.3 Torre regeneradora de amina
Amina rica caliente fluye desde el tanque de expansión de amina hasta el tope de
la regeneradora de amina. Donde el dióxido de carbono absorbido es separado de
la amina rica con vapor que se produce en el re-hervidor de amina por
vaporización de una porción de agua de la solución de amina. La amina pobre sale
del fondo de la torre y el vapor con dióxido de carbono húmedo sale por el tope de
la torre.
Como el vapor de separación se mueve hacia arriba por la torre regeneradora de
amina. Transfiere suficiente calor a la solución de amina descendiente para
promover la deserción de dióxido de carbono. La mayor parte de este vapor
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
51
condensa durante este proceso, diluye la solución de amina, y retorna al
re-hervidor. El vapor que no condensa actúa como un portador para remover el
dióxido de carbono no absorbido de la solución de amina y arrastrando hacia el
tope de la torre.
El vapor de la parte superior de la torre de regeneración de amina fluye al
condensador de reflujo donde este es enfriado por intercambio de calor con el aire
del medioambiente. Este condensa la mayor parte del vapor de agua de la parte
superior de la torre de regeneración de amina. El efluente de este condensador
fluye al acumulador de reflujo para su separación.
El vapor separado, llamado “gas acido”, es fundamentalmente dióxido de carbono
y algo de vapor de agua, hidrocarburos livianos, resto de amina y contaminantes
volátiles que pueden estar presentes.
El gas ácido sale por la parte superior del acumulador a través del control de
presión y fluye hacia la chimenea de venteo.
El líquido recogido en el fondo del acumulador, llamado “reflujo”, es
fundamentalmente agua. El dióxido de carbono disuelto, hidrocarburos, amina, y
algunos contaminantes también están presentes.
El reflujo es bombeado desde el acumulador por medio de bombas de reflujo que
están equipadas con un control de caudal mínimo por un orificio de restricción que
ayuda a proteger las bombas de problema de bajos caudales durante descontroles
u operaciones por debajo de los caudales de diseño. Las bombas retornan el
reflujo a la torre regeneradora de amina en la línea de alimentación aguas abajo.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
52
2.7 Inyección de dióxido de carbono
Unos de los métodos en experimentación es el de la inyección y secuestro de CO2
en los propios pozos de petróleo y de gas explotados o bien en acuíferas salinas.
Para ello se necesita realizar la conexión entre las plantas en donde se realiza el
secuestro de CO2 y los pozos sumideros para la disposición final.
En el caso de realizarse la reinyección en pozos marginales de yacimientos aun
productivos se deberá prestar atención a los efectos corrosivos que el CO2 en
conjunto con el agua puede generar sobre instalaciones operativas.
En el caso de optarse por el transporte de CO2 a zonas alejadas para su
reinyección se deberá ponerse cuidados en las características de esta etapa
debido a las características de fase singulares del CO2.
La reinyección de CO2 a pozos sumideros, consiste en elevar la presión del
mismo para inyectarlo a determinada presión que venza la presión de reservorio.
Al realizarlo, minimiza el impacto al medio ambiente por emisiones gaseosas, para
evaluar una alternativa técnica, a fin de disponer en CO2 en un pozo del mismo
campo en el reservorio de reinyección.9
El sistema de recuperación de CO2 está integrado con los siguientes elementos
más importantes:
a) Acumulador de reflujo
b) Compresor de CO2
c) Medidor de flujo
d) Aero-enfriador
e) Tubería de transporte desde la planta de gas a pozo inyector HSR-10.
Inyeccion de CO2= En otros países esta aplicación es muy común por su alto rendimiento para la recuperación de EOR.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
53
En la figura 9 se muestra los elementos principales para la recuperación de CO2 y
su posterior transporte de CO2 al pozo inyector.
Figura 9: Diagrama de elementos principales en la recuperación de CO2
A continuación se describen los principales sistemas con las que cuenta el
proyecto denominado:
2.8 Compresor
La conducción del gas a través de los gasoductos se efectúa mediante el bombeo
con equipos compresores, que suministran al gas la presión necesaria para
abastecer la perdida por razonamiento a lo largo de la cañería y llegar con presión
suficiente a los puntos de utilización.
También puede ser necesario comprimirlo para hacerlo pasar a través de equipos
de tratamiento, tal como plantas deshidratadoras o de extracción de gasolina,
procesos cuya efectividad mejora cuando se realiza a mayor presión, en particular
en el caso de extracción de la gasolina por compresión y enfriamiento.
Compresor
Succión
Pozo inyector
Aero‐enfriador
Descarga
Acumulador de reflujo
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
54
2.8.1 La capacidad de un compresor
Es la cantidad de gas liberado cuando opera a presiones de entrada y salida
especificadas. La capacidad es medida en volumen a las condiciones de presión,
temperatura, composición del gas y contenido de humedad a la entrada del
compresor. 10
Se clasifican en 4 tipos de compresores que son:
a) Compresores Centrífugos
b) Compresores Axiales
c) Compresores Reciprocantes
d) Compresores Rotatorios
2.8.2 Compresores centrífugos
2.8.2.1 Presión de diseño
La equivalencia de “presión de diseño” para las carcazas de compresores
centrífugos es la “presión máxima de trabajo de la carcaza” la cual está definida
por la norma API 617 como la máxima presión que pueda existir en el compresor
bajo las condiciones más severas de operación.
Esta presión es determinada, añadiéndole a la máxima presión de succión que se
pueda registrar, la presión diferencial que el compresor está en capacidad de
Medicion Automática: Determinación de la cantidad de Hidrocarburos por mediciones efectuadas en tuberías fluentes con medidores calibrados y comprobados.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
55
desarrollar en el sistema cuando está operando a las condiciones combinadas
más severas.
Normalmente se desea, una válvula de seguridad en la descarga del compresor,
calibrada a una presión menor que la máxima presión de descarga posible, a fin
de limitar la presión a la cual podría exponerse a la tubería y los equipos corrientes
abajo. Cuando no se incluye esta válvula de seguridad, el circuito de descarga
tiene que ser adecuado para soportar la presión de descarga máxima que se
puede generar bajo cualquier circunstancia posible. Cuando por el contrario se
incluye su calibración, pasa a ser, la máxima presión de trabajo de la carcaza del
compresor.
La presión interna máxima para la cual es adecuada la carcaza, sin considerar las
condiciones actuales de trabajo o requerimientos, está definida por la
norma API 617
2.8.2.2 Temperatura de diseño
La máxima temperatura de trabajo de la carcaza del compresor (equivalente a la
temperatura de diseño) deberá ser la temperatura de descarga máxima.
Los factores que pueden elevar la temperatura de descarga sobre su nivel normal
son:
Temperatura alta a la entrada, operación a un punto de eficiencia bajo, alta
relación de presión (por ejemplo, debido a velocidad máxima, alto peso molecular)
ensuciamiento del compresor, e inter–enfriadores defectuosos. Las temperaturas
mayores que se podrían generar, debido a la pérdida completa de agua de
enfriamiento en los inter–enfriadores forzarían a una parada del compresor y en
consecuencia no deberán considerarse al fijar la temperatura de diseño.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
56
2.8.3 Compresores reciprocantes
2.8.3.1 Presión de diseño
Los clientes industriales prefieren el término “presión de trabajo máxima
permisible” que “presión de diseño” para los compresores reciprocantes.
2.8.3.2 Temperatura de diseño
Los clientes industriales prefieren el término “temperatura máxima permisible” que
“temperatura diseño” para compresores reciprocantes. Sin embargo, ya que la
“temperatura máxima permisible” es especificada por el suplidor como una
limitación mecánica del modelo particular de máquina, la especificación de diseño
deberá incluir la temperatura máxima permisible, la cual se fija por lo menos
14°C (25°F) por encima de la “temperatura nominal de descarga”.
2.8.4 Compresores rotatorios
2.8.4.1 Presión de diseño
La presión de diseño para compresores rotatorios es definida formalmente de la
misma manera que para los centrífugos. Sin embargo, debido a que el compresor
rotativo es un mecanismo de desplazamiento positivo, el valor deberá ser
seleccionado de la misma manera como para los reciprocantes; o sea, 10% sobre
la presión normal de descarga o 175 KPa (25 Psi), el que resulte mayor.
2.8.4.2 Temperatura de diseño
La temperatura de diseño para compresores rotativos se define formalmente de la
misma forma que para los compresores centrífugos, y deberá ser calculada como
la temperatura de descarga estimada a la temperatura de entrada máxima, presión
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
57
normal de entrada, y la presión de calibración de la válvula de seguridad a la
descarga, más un margen nominal de 14°C (25°F).11
2.9 Aero-enfriador
Dentro del proceso de captura de CO2 se instalaran un compresor, pero después
de la descarga, se instalarán un aeroenfriador para acondicionar la temperatura
del CO2 de descarga a las condiciones exigidas para la posterior inyección de CO2
y transporte del mismo al pozo inyector.
Los Aero-enfriadores son intercambiadores de calor compactos modulares de
agua-aire o aire-aire que permiten enfriar el flujo hasta una temperatura de +5ºC
por encima de la temperatura ambiente. Operan en circuito cerrado (realmente
cerrado) con el menor de los mantenimientos posibles.12
El agua de proceso que entra al Aero-enfriador cede calor al ambiente al pasar por
un intercambiador de calor agua/aire y unos ventiladores/es que generan una
corriente de aire que pasa a través de dicho intercambiador.
En el caso de que la temperatura del aire (caso de verano) sea alta, el
Aero-enfriador por acción de su controlador de temperatura abre una válvula
solenoide permitiendo el pasaje de agua a presión (provisión del cliente) para
efectuar un rociado de agua sobre el aire de entrada al Aero-enfriador bajando su
temperatura y consecuentemente consiguiendo un menor temperatura en el agua
de salida del agua al proceso.
Presion de Entrada: la presión de descarga debe especificarse como el valor más bajo para el cual se espera que el compresor trabaje de acuerdo al diseño.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
58
2.10 Medidores de flujo
El flujo de gas natural desde que deja el yacimiento hasta que alcanza el sitio
donde se utiliza, generalmente es un flujo continuo. Bajo estas condiciones de flujo
el gas no puede ser almacenado o retenido por largo tiempo, a diferencia del
petróleo u otros líquidos, así que su volumen deber ser determinado
instantáneamente durante su flujo a través de la tubería, lo cual representa un
problema de medición más difícil. Un medidor es un dispositivo que mide la tasa
de flujo o cantidad de fluido en movimiento a través de un gasoducto abierto o
cerrado. Usualmente, consiste de un elemento o dispositivo primario, secundario o
terciario.
2.10.1 Condiciones del flujo de gas para la medición
El flujo de gas es continuo, sin que en ningún punto de su trayectoria sea
almacenado. Por lo que su medición debe de hacerse directamente sobre una
corriente de gas que está fluyendo continuamente.
2.10.2 Placa de orificio
Estos medidores se clasifican en concéntricas, excéntricas y segmentadas las
placas de orificio concéntricas son las más utilizadas, instalándose en bridas y
cajas de orificio.
2.10.3 Selección de los medidores
Con el objeto de tener una alta exactitud en la medición de los fluidos manejados,
con lo cual se logra consistencia en el control de las operaciones, la selección del
medidor adecuado para un determinado servicio requiere de la aplicación de una
serie de criterios que facilitan la selección del dispositivo idóneo al más bajo costo.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
59
Los criterios de selección a tomar en cuenta son:
a) Tipo de fluido a medir
En el mundo petrolero los fluidos a manejar son (petróleo, gas y vapor
de agua)
b) Propósito de la medición
Dentro de los propósitos se tiene (control de flujo, distribución de
volúmenes, control de inventarios; venta de productos y obtención de datos
para ingeniería de procesos).
2.11 Diseño de ducto para el transporte de CO2
Se establecen los requisitos para el diseño y selección de materiales del ducto
para el transporte de un gas acido considerando las condiciones de operación,
requisitos particulares del derecho de vía y de la construcción.
En el diseño deben evitarse condiciones que puedan causar esfuerzos mayores a
los permisibles y que puedan causar fallas al sistema. Se deben tomar medidas
adicionales para proteger al ducto cuando se encuentre expuesto a actividades
que puedan originarle daños.
2.11.1 Bases de usuario
El área que solicite la construcción de un sistema de ductos para la transportación
del gas en este caso “CO2”, debe expedir las bases de usuario donde se indiquen
las características técnicas y parámetros de calidad que el ducto debe cumplir.
La mínima información que debe contener este documento es:
• Descripción de la obra.
• Localización.
• Condiciones de operación.
• Características del fluido a transportar.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
60
• Información sobre el derecho de vía ó sugerencia de trazo.
• Condiciones de mantenimiento.
• Instrumentación y dispositivos de seguridad.
2.11.2 Presión interna
La tubería y sus componentes deben diseñarse para una presión interna de diseño
(Pi) igual o mayor que la presión de operación máxima (MOP) a régimen
constante, la cual no debe ser menor a la presión de la carga hidrostática en
cualquier punto del ducto en una condición estática.
La capacidad por presión interna para tubería que transporta líquido o gas, está
dada por la siguiente expresión basada en la fórmula de Barlow
(ASME B31.8, sección 841.11):
2.11.3 Clasificación por clase de localización
La clase de localización se obtendrá en base a la norma ASME B31.8
sección 840.21
2.11.4 Temperatura y presión de diseño del ducto de transporte de CO2
2.11.4.1 Principios básicos
La temperatura y la presión de diseño de un sistema afectan la seguridad, la
confiabilidad y la economía de la planta. La fijación de la temperatura y la presión
de diseño influencian o determina el material a utilizar, el espesor del componente,
la flexibilidad de la tubería, la disposición de las unidades, los soportes, el
aislamiento, la fabricación y las pruebas de los equipos y sistemas de tuberías a
ser instalados.
La temperatura y la presión de diseño deben ser establecidas de forma tal que
sean adecuadas para cubrir todas las condiciones de operación previsibles,
incluyendo arranque, parada, perturbaciones del proceso, incrementos
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
61
planificados en la severidad de operación, diferentes alimentaciones y productos, y
ciclos de regeneración, cuando aplica.
En general, las condiciones de temperatura y presión de diseño para equipos de
planta (recipientes a presión, calderas, tanques, intercambiadores de calor,
columnas, reactores, etc.), así como las condiciones generales de diseño para
tubería son establecidas durante el desarrollo de la ingeniería básica.
En lugar de definir condiciones de diseño separadas para cada uno de los equipos
y sistemas de tuberías considerados en un proyecto, normalmente es
recomendable definir sistemas que estén expuestos a las mismas condiciones y
protegidos por el mismo arreglo de alivio de presión, lo cual permite una definición
común de las condiciones de diseño, resultando en un diseño coherente y de fácil
seguimiento durante las fases de ingeniería de detalles, fabricación, construcción y
prueba.
2.11.4.2 Tubería de transporte de flujo de gases
Es un sistema que consta de tubos, bridas, pernos, empaquetaduras, válvulas,
accesorios, juntas de expansión, tensores, juntas giratorias, elementos para
soportar tuberías, y aparatos que sirven para mezclar, separar, amortiguar,
distribuir, medir y controlar el flujo.
2.11.4.3 Tratamiento térmico
Es el calentamiento uniforme de una estructura, tubería, o porción de la misma, a
una temperatura suficiente para aliviar la mayor parte de la tensión residual,
seguida por un enfriamiento uniforme, suficientemente lento para minimizar el
desarrollo de nuevas tensiones residuales.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
62
2.11.5 Temperatura de diseño
La temperatura de diseño de equipos y sistemas de tuberías se define
generalmente como la temperatura correspondiente a la más severa condición de
temperatura y presión coincidentes, a la que va a estar sujeto el sistema. De igual
importancia en el diseño y las especificaciones mecánicas son la temperatura
mínima y, en algunos casos, otras temperaturas extremas que puedan ocurrir a
vacío o a bajas presiones de operación. Como todos estos niveles de temperatura
de diseño, mínima y de operación extrema, tienen una influencia significativa en el
diseño mecánico, en la selección del material, y en la economía de los sistemas
considerados, es necesario para los diseñadores considerar cada uno de ellos
cuando se especifican las condiciones de diseño. Considerando estos factores, los
diseñadores de proceso deben especificar la temperatura de diseño
(que representa el máximo límite de temperatura) y la temperatura crítica de
exposición (que representa el límite mínimo de temperatura) para todos los
sistemas.
2.11.5.1 Temperatura de operación máxima
Es la temperatura más alta del fluido del proceso prevista para las desviaciones
esperadas de la operación normal. Esto incluye arranque, despresurización,
parada, operaciones alternadas, requerimientos de control, flexibilidad operacional
y perturbaciones del proceso. La definición de esta temperatura debe ser
considerada individualmente, evaluando las causas que la determinan, y
cualquiera que sea el caso determinante, se debe establecer en los documentos
de diseño.
2.11.5.2 Temperatura de diseño de equipos
La temperatura de diseño de los equipos a presión o a vacío se determina
estableciendo las condiciones más severas, simultáneas, de temperatura y presión
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
63
que ocurrirán en cualquier fase de las operaciones del proceso. Esta temperatura
se usa en el diseño mecánico para establecer los niveles de esfuerzo de diseño y
determinar los espesores mínimos del metal que se requieren para satisfacer los
códigos u otros criterios mecánicos.
2.11.6 Presión de diseño de equipos y de transporte de gas
2.11.6.1 Presión de diseño
Es la máxima presión interna o externa utilizada para determinar el espesor
mínimo de tuberías y recipientes y otros equipos.
Para condiciones de vacío parcial o total, la presión externa es la máxima
diferencia entre la atmosférica y la presión en el interior del recipiente o tubería.
La presión de diseño especificada para equipos y tuberías esta normalmente
basada en la presión de operación máxima, más la diferencia de presión entre la
presión máxima de operación y la presión fijada en el sistema de alivio de presión
(AP). Esta diferencia de presión es requerida para prevenir la apertura prematura
de una válvula de alivio de seguridad o la falla prematura de un disco de ruptura.
2.11.6.2 Presión de operación
Es la presión a la cual los equipos o tuberías están normalmente expuestos
durante la operación de los mismos.
2.11.6.3 Presión de operación máxima
Es la máxima presión prevista en el sistema debida a desviaciones de la operación
normal. Esto incluye arranques, paradas, operaciones alternadas, requerimientos
de control, flexibilidad de operación y perturbaciones del proceso. La máxima
presión de operación debe ser al menos 5% mayor que la presión de operación.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
64
2.11.6.4 Presión de Trabajo Máxima Permisible
Es la máxima presión manométrica permisible en el tope de un recipiente colocado
en su posición de operación, a una temperatura establecida. Esta presión se basa
en cálculos que usan el espesor nominal, excluyendo la tolerancia por corrosión y
excluyendo el espesor requerido para satisfacer cargas diferentes a las de presión
para cada elemento de un recipiente. La PTMP no se determina normalmente para
recipientes nuevos, pero se usa en recipientes que van a ser redimensionados o
en estudios relacionados con usos alternos del equipo.
2.11.6.5 Presión de prueba hidrostática
Es la presión manométrica aplicada al equipo o tubería durante la prueba
hidrostática. La mínima presión requerida y la máxima presión permisible para la
prueba dependen del código aplicado.13
2.12 MARCO TEÓRICO REFERENCIAL
2.12.1 Normas internacionales
American Petroleum Institute (API)
- API SPEC 5L Especificaciones para tuberías de flujo
- API RP 5L1 Prácticas recomendadas para el transporte de tuberías
- API RP 5L3 Prácticas recomendadas para pruebas de tuberías de flujo
- API RP 5L7 Prácticas recomendadas para uso de tuberías de flujo en el
Campo
- API RP 5L8 Prácticas recomendadas para inspección de tuberías de flujo en el Campo
- API SPEC 6D Válvulas
- API RP 1110 Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines
Presión Atmosférica: El peso de la atmósfera sobre la superficie de la tierra. A nivel del mar, ésta es aproximadamente 1.013 bars, 101,300 Newtons/m2, 14.7 lbs/pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
65
American Society of Mechanical Engineers (ASME)
- ASME B16.5 Bridas para tuberías y conexiones
- ASME B31.8 Gas Transmission & Distribution Piping Systems
- ASME B31.3 Process Piping Design
- ASME B 16.10 Dimensiones de válvulas, cara a cara, extremo a extremo
- ASME B16.20 Juntas metálicas para bridas de tuberías - Espiraladas y Recubiertas (jacketed)
- ASME B16.21 Juntas planas no metálicas para bridas de tuberías
Instrument Society of America (ISA)
- ISA–5.1 Instrumentation Symbols and Identification
- ISA–5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations
- ISA–5.3 Graphic Symbol for Distributed Control
- ISA–5.4 Instrument Loop Diagrams
- ISA–5.5 Graphic Symbols for Process Displays
National Fire Protection Association (NFPA)
- NFPA 1 Fire Prevention Code - NFPA 12 Carbon dioxide extinguishing systems - NFPA 10 General Fire Safety - NFPA 72 National Fire Alarm Code - NFPA 70 National Electric Code - NFPA 77 Recommended Practice on Static Electricity - NFPA 495 Explosive Materials Code - NFPA 496 Purged and pressurized enclosures for electrical equipment - NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems
American Society for Testing and Materials (ASTM)
- ASTM E-1171 Standard Method for Photovoltaic Modules in Cyclic
Temperature and Humidity Environments - ASTM E-1328 Standard Terminology Relating to Photovoltaic Solar Energy
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
66
Conversion - ASTM A194 Especificación Standard para tuercas de aceros al carbono y
de aceros aleados para bulones, para servicio a alta presión o a alta temperatura, o para ambas condiciones
- ASTM F146 Método de ensayo para la resistencia a los fluidos de materiales para juntas
- ASTM F152 Método de ensayo para la tensión de materiales para juntas no Metálicos
- ASTM F436 Especificación para arandelas de acero endurecido
2.13 MARCO TEÓRICO JURÍDICO
2.13.1 Legislación Boliviana
2.13.1.1 Seguridad
- Reglamento para el diseño, construcción y abandono de ductos.
- Reglamento de Normas Técnicas y Seguridad para las Actividades,
Exploración y Explotación de Hidrocarburos.
2.13.1.2 Medio ambiente
- Ley de medio ambiente N° 1333 del 27-04-1992.
- Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburo D.S. 24335.
- Reglamento Para Construcción Y Operación De Plantas De Almacenaje.
- Reglamento de Contaminación Atmosférica D.S. 24176.
- Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos D.S. 24176.
CAPÍTULO III
INGENIERÍA
PROPUESTA
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
68
Para el inicio del proyecto se llevará a cabo un procedimiento de acuerdo a los
objetivos específicos indicados anteriormente en el capítulo 1.6.2.
En el cuadro inferior se muestra el proceso general de recuperación de CO2 e
inyección al pozo HSR-10, como descripción el CO2 se recupera del acumulador
de reflujo, el cual esta después de la torre contactora de la planta Santa Rosa, el
volumen que ventea, este sistema es de aproximadamente 4.22MMSCFD y que el
mismo se pretende capturar de acuerdo al proceso del esquema inferior.
Figura 10: diagrama final para la captura e inyección de CO2 al pozo HSR-10
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
69
3. INTRODUCCIÓN
La ingeniería propuesta en el presente proyecto, inicia con la determinación del
arreglo del pozo inyector y pozos productores en el campo HSR, para que se
obtenga la mayor eficiencia en el sistema de EOR; una vez definido esto, se
determinarán los parámetros operativos del sistema de inyección de CO2.
Luego, se diseñará el sistema de captura y transporte del CO2 a la salida del
acumulador de reflujo que se ventea a la atmósfera. El diseño constará con un
manifold de succión un sistema de compresión y enfriamiento de CO2 y la
correspondiente línea de inyección al campo HSR.
Con todo esto se determinará la inversión requerida para el proyecto y su posterior
evaluación económica, que determinará la rentabilidad del mismo.
3.1 Áreas con potencial hidrocarburos
Bolivia cuenta con zonas de alto potencial hidrocarburos como demuestran los
estudios geofísicos en las distintas cuencas sedimentarias, constituyéndose estas
como nuevas reservas en un futuro cercano, como ser la cuenca madre de Dios,
Sub-andino Norte y Sur, Pie de monte, el Chaco, Pantanal y el Altiplano. Estas
zonas representan el gran potencial hidrocarburos con el que Bolivia cuenta y es
interés de todos los Bolivianos realizar nuevas exploraciones y conseguir nuevas
reservas de gas y petróleo ya que en la actualidad solo se ha explorado el 14% de
todo el territorio nacional, teniendo Bolivia una gran posibilidad de convertirse en el
centro energético de la región.
3.1.1 Yacimientos susceptible a la aplicación de recuperación EOR
Los yacimientos aptos para la aplicación de métodos de EOR son aquellos que
cuentan con petróleo viscosos (medianamente pesado y extrapesados).
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
70
En Bolivia contamos con campos petrolíferos con estas características, los cuales
se muestran en la tabla siguiente.
TABLA 6: Campos aptos para la recuperación de EOR
CAMPOS APTOS PARA REALIZAR “RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO”
PRODUCTO
HSR H. SUAREZ R. Petróleo y Gas en SoluciónLPS LOS PENOCOS Petróleo y Gas en SoluciónLCS LOS CUSIS Petróleo y Gas en SoluciónPJS PATUJUSAL Petróleo y Gas en SoluciónMGD MONTEAGUDO Petróleo y Gas en SoluciónBJO BERMEJO Petróleo y Gas en Solución
Fuente: Ing. Raúl Maldonado García
Todos los yacimientos mostrados en la anterior tabla con productores de petróleo
y petróleo con gas en solución, con las características necesarias para llevar a
cabo la aplicación de métodos de Recuperación Mejorada, en cuanto a los
aspectos netamente técnicos que se refiere.
El área Humberto Suarez Roca, que abarca los campo Patujusal, los Cusis y
Humberto Suarez Roca, es el más Apto para la aplicación de métodos de
Recuperación Mejorada, especialmente los campos Patujusal Oeste y Humberto
Suarez Roca, por contar con petróleo pesado de una densidad entre (24-35) °API,
y ser actualmente el petróleo más viscoso que produce Bolivia.
De esta manera, mediante el estudio realizado a los campos productores de
petróleo pesado y medianamente pesado con los que cuenta el país, se ha llegado
a la conclusión de que el campo petrolífero Humberto Suarez Roca es el más
representativo por las característica que presenta el tipo de crudo que almacena y
por las característica estructurales con las que cuenta. Razón por la cual se llevará
a cabo la aplicación Práctica del presente Proyecto y por la proximidad que tiene
desde el campo y la planta Santa Rosa de donde se capturará el CO2.
TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca
AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa
71
3.1.2 Cronología del campo Humberto Suarez Roca (HSR)
En el centro del campo HSR se halla ubicado aproximadamente en el punto medio
entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-6 cuyas coordenadas UTM son las
siguientes:
X=416657,90 Y=8124218,00 Zt=260 msnm
Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas:
16°53’06”,5 de Latitud Sur.
63°46’46”,7 de Longitud Oeste.
El punto señalado, corresponde aproximadamente con el centro del bloque
productor en el reservorio Sara, donde se tiene una cota de -1897 msnm, del
contacto agua petróleo.
Políticamente el campo Humberto Suarez Roca (HSR) se encuentra ubicado en la
provincia Sara del departamento de Santa Cruz. Está localizado a 111 Km al
norte 38° oeste de la ciudad de Santa Cruz, en la parte central de los lomeríos de
Santa Rosa. A continuación se muestra las propiedades petrofísicas.
TABLA 7: Propiedades Petrofísicas PROPIEDADES PETROFISICAS