Seleccion de compresores

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Capítulo 2

MARCO TEÓRICO.

1. ANTECEDENTES

J. Rojas y A. López [3] diseñaron un método manual de detección y medición de arrastre de crudo en líneas de gas, partiendo de un sistema de muestreo con retención de gas en agua. El método se basa en el fenómeno de adsorción y/o retención mecánica de las partículas de crudo en un medio poroso, seguido por extracción con solvente y luego porla cuantificación de dichas partículas, mediante el uso de la técnica de espectroscopia de luz visible. El valor de arrastre es calculado utilizando el programa Arrastre y la curva de calibración característica del crudo o mezclas de crudos arrastrados, a diferencia que en este proyecto se plantea la posibilidad de modificar uno de los sistemas de monitoreo ya existentes para detectar el arrastrede líquidos que frecuentemente se está presentando en las líneas de distribución.
R. Blanco [4] implementó una técnica de monitoreo desarrollada por PDVSA (Intevep), para estimar cuantitativamente el arrastre de líquidos, diferenciados en condensados y crudo (C12+), agua y sólidos producto de corrosión, arenamiento de pozos, sales, etc. Esta técnica de monitoreo y control de arrastre fueimplementada en las estaciones de flujo del Norte de Monagas, motivado por las fallas recurrentes que han tenido los equipos de compresión ubicados en las Plantas Tejero, Amana y Muscar por la presencia de líquidos y sólidos en el gas de succión. En este proyecto se utilizará para el diseño una técnica de monitoreo mejorada, con el mismo principio de medición, también desarrollada por PDVSA (Intevep).F. Laucho [5] desarrolló su trabajo en las plantas compresoras Zapatos, Santa Rosa II y San Joaquín II, evaluando los sistemas de depuración, determinando la eficiencia de los mismos como una de las causas del arrastre hacia las unidades compresoras. En este proyecto se utilizará el mismo procedimiento experimental para la simulación de los sistemas de depuración de la Planta Santa Ana III,debido a que uno de los objetivos por alcanzar es describir las posibles causas del arrastre que influye en la calidad del gas.

2. CONSIDERACIONES BÁSICAS DEL GAS NATURAL

Se denomina gas natural al formado por los miembros más volátiles de la serie parafinica de hidrocarburos, principalmente metano, etano, propano y butano. También puede contener cantidades muy pequeñas de compuestos máspesados. Además, puede contener en cantidades variables otros gases no hidrocarburos como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, helio, vapor de agua, etc. [6]
El gas natural puede clasificarse como gas dulce o agrio, rico (húmedo) y pobre (seco). El gas agrio, es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno y por lo tanto es muy corrosivo. Gas dulce, es aquelque no contiene sulfuro de hidrógeno. Gas rico (húmedo) es aquel del que pueden obtenerse cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos. Gas pobre (seco), está formado prácticamente por metano.
El gas natural al igual que el petróleo se encuentra acumulado en el subsuelo en estructuras geológicas llamadas trampas. Dentro de éstas, los hidrocarburos están contenidos en una roca porosa quese llama roca yacimiento. De acuerdo con los volúmenes de gas o petróleo los yacimientos se pueden clasificar en:
✓ Yacimientos de condensado: en éstos los hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezclado con otros hidrocarburos líquidos y es conocido como gas saturado o gas húmedo.
✓ Yacimientos de gas seco: sonaquellos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura.
✓ Yacimientos de gas asociado: son aquellos donde el gas se produce conjuntamente con los hidrocarburos líquidos (petróleo).

2.2.1 Características y propiedades del gas natural

2.2.1.1 Composición
La composición del gas natural es variable y...
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