Trabajo Del Gas Natural 3b174c

Termodinámica - I

"AÑO DE LA CONSOLIDACIÓN ECONÓMICA Y SOCIAL DEL PERÚ"

UNIVERSIDAD NACIONAL SAN LUIS GONZAGA DE ICA FACULTAD DE INGENIERIA QUIMICA CURSO: TERMODINAMICA - I

TEMA: GAS NATURAL DOCENTE: Rosalio Cusi Palomino ALUMNA: CICLO:

Merly Tania Sánchez Yerén VI

ICA- PERÚ

Universidad Nacional San Luis Gonzaga de Ica

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Termodinámica - I

DEDICATORIA: Les dedico este trabajo a mis padres ya que con el esfuerzo de ellos voy a salir adelante y cumplir mis metas trazadas.


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INDICE: Pág. RESUMEN

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TÍTULO

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INTRODUCCIÓN

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CAPITULO I: MARCO TEORICO 1.1. Gas natural

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1.1.1. Definición.

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1.1.2. Clasificación.

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1.1.3. Riqueza del gas natural.

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1.1.4. Composición Química.

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1.1.5. Características físicas.

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1.1.6. Características químicas.

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1.1.7. Usos del gas natural.

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1.1.8. Tipos comerciales del gas natural.

15- 16

1.1.9. Características del gas natural de Camisea.

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1.2. Tratamiento del gas natural.

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1.2.1. Plantas de gas.

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1.2.2. Tipos de tratamiento.

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1.3. Propiedades termodinámicas

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1.3.1. Las propiedades termodinámicas y los sistemas de unidades.

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1.3.2. Criterios de clasificación de las propiedades.

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1.4. Propiedades extensivas

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1.4.1. Energía interna

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1.4.2. Entalpía

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1.4.3. Entropía

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1.4.4. Energía Libre de Gibbs

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pág 1.5. Modelo matemático

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1.5.1. Evaluación termodinámica para la energía interna:

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1.5.1.1. Energía Interna para gases ideales

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1.5.1.2. Energía Interna para gases reales

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1.5.1.3. Energía interna para una mezcla de gases

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1.5.2. Evaluación termodinámica para la entalpía

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1.5.2.1. Entalpía para gases ideales

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1.5.2.2 Entalpía para gases reales

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1.5.2.3. Entalpía para una mezcla de gases

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1.5.3. Evaluación termodinámica para la entropía

28

1.5.3.1. Entropía para gases ideales

28

1.5.3.2. Entropía para gases reales

28

1.5.3.3. Entropía para una mezcla de gases

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1.5.4. Evaluación termodinámica para la energía libre de gibbs

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1.6. Evaluación de las propiedades termodinámicas en el city gate (Lurín)

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CONCLUSION RECOMENDACIÓN BIBLIOGRAFIA


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RESUMEN:

El presente trabajo de investigación es un estudio teórico experimental, cuyo objetivo fundamental es lograr obtener el

gas natural que es un combustible fósil formado por un conjunto de

hidrocarburos que en condiciones de reservorio se encuentra en estado gaseoso o en disolución de petróleo. Se encuentra en la naturaleza como “gas natural asociado” cuando está acompañado de petróleo y como “gas natural no asociado” cuando no esta acompañado de petróleo. Sus principales componentes en orden decreciente de cantidad son el metano (usualmente 90%), etano, propano, butanos, pentanos y hexanos. Cuando se extrae de los pozos generalmente contienen 1% de impurezas como el ácido sulfhídrico, nitrógeno, helio, oxígeno, bióxido de carbono, vapor de agua y otras que también son de combustión limpia. Las impurezas se eliminan en las plantas de tratamiento de gas, mediante el uso de solventes y absorbentes. A diferencia del petróleo, el gas natural no requiere de plantas de refinación para procesarlo y obtener productos comerciales. Las impurezas que pueda contener el gas natural pueden ser separadas por procesos físicos relativamente sencillos.


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INTRODUCCIÓN:

El gas natural que es extraído del subsuelo, contiene una serie de impurezas, entre las cuales están: la arena, el agua, compuestos de azufre, dióxido de carbono, compuestos oxigenados y compuestos de nitrógeno, aparte de otros componentes, que generalmente constituyen trazas, como el mercurio, gas helio, arsénico, etc. De todos ellos los más peligrosos desde el punto de vista de la corrosión son los compuestos de azufre (Sulfuro de hidrógeno, H2S y los mercaptanos) y el dióxido de carbono (CO2), llamados gases ácidos por su habilidad para reaccionar con el agua presente en el gas y formar los respectivos ácidos sulfhídrico y carbónico, responsables de la corrosión de los aparatos y gaseoductos. Por este motivo hay que realizar en primer lugar un tratamiento de desulfuración y de descarbonatación, llamados comúnmente endulzamiento del gas natural. Este endulzamiento se realiza por tres métodos: Por absorción química (proceso de aminas: monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA) y la metildietanolamina (MDEA)), Absorción física (Con solventes físicos) y combinación de ambas técnicas (soluciones mixtas). En la presente investigación se propone la reducción del dióxido de carbono presente en el gas natural mediante depuración húmeda, empleando compuestos de sodio para propiciar su absorción química. De ésta manera no solo se elimina dicho compuesto del gas natural, sino que además se obtiene un compuesto útil para la industria química, como es el carbonato de sodio.


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CAPÍTULO I MARCO TEORICO: 1.1. GAS NATURAL. 1.1.1. Definición. El gas natural, es un combustible fósil, formado por una mezcla de hidrocarburos livianos que van desde el C1 al C4, siendo el principal componente el metano (CH4) en un porcentaje que va entre el 70 y 99%, dependiendo del yacimiento. Según la Norma Técnica Nacional 111.001 de INDECOPI, se define el gas natural como un “gas obtenido de fuentes subterráneas y que está formado por una mezcla compleja de hidrocarburos, principalmente metano, pero que generalmente también incluye el metano, propano e hidrocarburos más pesados en cantidades mucho menores. Generalmente también incluye algunos gases inertes, tales como el nitrógeno y dióxido de carbono, además de trazas de otros constituyentes.


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Termodinámica - I 1.1.2. Clasificación. El gas natural se clasifica de diferente manera, atendiendo a diversas circunstancias, algunas de las cuales estableceremos aquí: a. Por la forma como se encuentra en el yacimiento: Si el gas natural está solo o junto con el petróleo en el subsuelo, se clasifica en: Gas natural asociado.- Es el gas natural que se encuentra conjuntamente con el petróleo en un reservorio natural, en forma disuelta (gas solution) o formando una fase libre (gas). Gas no asociado.- Es el gas que se encuentra libre del petróleo en un reservorio natural. b. Por la concentración de impurezas que contenga: Según la cantidad de impurezas corrosivas que contenga el gas natural este se clasifica como: Gas natural ácido.- Es un gas que contiene altas concentraciones de componentes azufrados (sulfuro de hidrógeno, mercaptanos y otros) y/o dióxido de carbono que hacen impracticable su uso sin una previa purificación, debido a los efectos tóxicos y/o corrosivos en las Tuberías y equipos. Gas natural dulce (Sweet gas).- Es un gas natural que contiene compuestos de azufre en pequeñas cantidades, según una normatividad lo que hace que pueda ser usado sin necesidad de un proceso de purificación. c. Por su contenido de fracciones condensables. Por la cantidad de componentes fácilmente condensables como el propano, butano y pentano, el gas natural se clasifica en: Gas natural rico.- Es el gas natural que contiene una importante cantidad de hidrocarburos fácilmente condensables como el propano, butano y pentano, por lo que se alimenta a una planta de procesamiento de gas para la recuperación de los llamados líquidos del gas natural (LGN). Los líquidos del gas natural (LGN), son una mezcla de propano, butano, pentano y otros hidrocarburos más pesados. Es un producto intermedio en el procesamiento del gas natural. Gas natural seco.- Gas natural que carece o tiene pequeñas cantidades de hidrocarburos, comercialmente recuperables como productos líquidos. El gas natural seco, viene a ser el metano con pequeñas cantidades de etano. Es el gas que se usa como combustible e insumo de la industria.


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1.1.3. Riqueza del gas natural. Un concepto muy usado en el procesamiento del gas natural es el referente a su riqueza, que puede ser definida como el contenido máximo de líquidos constituidos por etano y más pesados, que pueden ser obtenidos del procesamiento primario. Se expresa en galones de líquidos a 60°F y a 1atm (condiciones estándares) por 1000 pies cúbicos estándar (PCS). Dada la composición molar del gas, la riqueza según esta definición se obtiene por la sumatoria de los productos del porcentaje molar de cada componente por un factor F dado en el cuadro siguiente, cuyo valor es función de la densidad y del peso molecular del componente:

Componente

Factor (F)

C2

0,267

C3

0,275

iC4

0,327

nC4

0,315

iC5

0,366

nC5

0,362

C6

0,411

C7

0,461

Es común también expresar la riqueza del gas únicamente en términos del porcentaje molar y, en este caso, consiste en la suma de los porcentajes de todos los componentes a partir del propano inclusive. De acuerdo con este criterio, de más fácil utilización que el anterior, un gas es considerado rico si presenta una riqueza superior al 7%. Se entiende por procesamiento primario del gas natural la secuencia de operaciones que tiene por objeto separar del gas las fracciones más pesadas, de mayor valor económico, lo que da origen a otro gas de menor valor energético denominado residual. Las fracciones pesadas separadas en estado líquido, están constituidas por hidrocarburos de mayor peso molecular, mientras que el gas residual está compuesto básicamente por metano y etano que juntos representan cerca del 90% en volumen del gas natural.


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Conforme a lo definido anteriormente, del procesamiento del gas natural resulta la recuperación de hidrocarburos líquidos y la obtención del gas residual. Varios son los productos que pueden ser obtenidos en una Unidad de Procesamiento de Gas Natural (UPGN). La alternativa más simple consiste en producir solo líquidos del gas natural (LGN), que es una mezcla de propano e hidrocarburos más pesados; otra alternativa incluye además del LGN, la producción de etano líquido. En algunas unidades el procesamiento, además del etano líquido y del GNL, incluye a separación del GNL en Gas licuado de petróleo (GLP) y condensados C5; es posible incorporar parte del etano al GLP en proporciones que no alteren las especificaciones de presión de vapor fijadas para este derivado. La recuperación de líquidos que puede lograrse, depende del tipo de proceso utilizado y de la riqueza del gas. Comúnmente se consigue recuperar el 100% de los butanos y los hidrocarburos más pesados, 90 a 95% de propano y hasta cerca del 80% del etano, en porcentajes molares. Cabe anotar que la recuperación del etano ya sea en el GLP o como producto líquido, ocasiona una reducción del poder calorífico del gas residual obtenido.


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1.1.4. Composición química. Los componentes mayoritarios del gas natural son los hidrocarburos parafínicos inferiores, principalmente el metano (CH4) y, en cantidades menores, decrecientes, etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10), pentano (C5H12), etc. También suelen contener en origen otros gases, a veces en concentraciones significativas, como nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), helio (He), argón (Ar), además de vapor de agua (H 2O) y, a veces, mercurio (Hg) y arsénico(As).


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1.1.5. Características físicas. El gas natural es un gas incoloro, casi inodoro, con una temperatura de autoignición de 482 a 93,3°C. Su índice de calor es de 8,89 cal/cm3. Es inflamable y combustible, Límite de explosión en el aire es de 3,8 a 17%. 1.1.6. Características químicas. Las propiedades químicas del gas natural están íntimamente relacionadas con sus componentes que son los hidrocarburos parafínicos o alcanos, pero tecnológicamente mayor importancia tienen las propiedades químicas de los componentes llamados impurezas como el CO2, N2, el agua, los compuestos del oxígeno y los compuestos del azufre, cuyas características las describimos a continuación: La congelación y la condensación del agua, tiene como consecuencia el taponamiento de los circuitos de licuefacción y la corrosión de los gasoductos de transporte. Además forman hidratos sólidos con los alcanos en condiciones de bajas temperatura y altas presiones. Estos sólidos pueden llegar a ocasionar atascos en los ductos, lo cual constituye un serio inconveniente que debe ser evitado a toda costa. Los gases ácidos como el sulfhídrico producen corrosión química de los gaseoductos y la contaminación del combustible durante la combustión. En cuanto al dióxido de carbono, su congelación trae como consecuencia la obstrucción o taponamiento de los circuitos de licuefacción y la corrosión de los gaseoductos en presencia de vapor de agua. El mercurio produce la rápida y severa corrosión del aluminio, material que se usa en los intercambiadores criogénicos por sus buenas propiedades mecánicas a bajas temperaturas. El nitrógeno es un gas inerte sin valor comercial en el gas, su presencia produce un descenso en la temperatura necesaria para el almacenamiento del gas natural licuado (GNL), lo que implica un incremento en el consumo de energía en las unidades de licuefacción. Los hidrocarburos superiores al metano producen el ensuciamiento del gaseoducto si es que se transportan en estado líquido, pudiendo llegar a obstruirlo, así como el taponeamiento de los intercambiadores de calor criogénicos o de las válvulas de expansión, debido a su congelación, durante el proceso de enfriamiento en el proceso de licuefacción. Los mercaptanos (R-SH) se eliminan debido al olor que producen durante la combustión del gas y para alcanzar la especificación del gas natural en lo que se refiere al contenido en azufre.


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1.1.7. Usos del gas natural. El gas natural se emplea en la producción de GLP y de la gasolina natural. También se le emplea como materia prima en la industria petroquímica, para la producción de olefinas y a partir de ellas la producción de etileno, propileno, butadieno, que sirven como materia prima para la fabricación de plásticos, fibras, resinas, caucho, solventes, fertilizantes, etc.


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1.1.8. Tipos comerciales del gas natural. A parte del gas natural seco (constituido por metano y pequeñas cantidades de etano), que se transporta y llega a los consumidores por tuberías de alta, media y baja presión, existen otras dos formas comerciales, tecnológicamente obtenidas como son: el gas natural comprimido (GNC) y el gas natural licuado (GNL). Gas Natural comprimido (GNC). Se llama GNC al gas natural comprimido a altas presiones que almacenado en tanques, y éstos alojados en un vehículo, puede proveer al mismo de energía. El hecho de comprimirlo a altas presiones, se debe a la problemática de almacenar una cantidad de energía considerable en un volumen limitado para dar al vehículo la máxima autonomía posible. Al GNC se le llama también Gas Natural Vehicular (GNV). El único riesgo que esto conlleva es que lógicamente, en caso de accidente, cuanta más energía se halle almacenada en el tanque también se multiplican los efectos negativos en el caso de un siniestro que afecte al sistema de almacenamiento. No obstante, es menos peligroso que cualquier otro combustible ya que su temperatura de ignición es más alta que la nafta (700ºC en comparación con 450ºC de la nafta), su rango de inflamabilidad es muy bajo, alrededor del 5 al 15% de la mezcla aire/gas a presión atmosférica es potencialmente inflamable. El gas natural se comprime a 250 bar y se almacena en el vehículo en cilindros instalados en la parte trasera, el chasis, o en el techo, a una presión de unos 220 bar. Fig. 1.1. Cilindros contenedores de GNC a base de fibra de carbono.


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Gas Natural Licuado (GNL). Es el gas natural en estado líquido, almacenado a temperaturas criogénicas, concretamente a -163ºC para 1 bar de presión. En este estado de presión y temperatura, la densidad del líquido es de 437kg/m3, es decir del orden de 600 veces mayor que en las condiciones base de 1 bar y 15ºC. Por esta razón, la gran ventaja del GNL es que también puede almacenarse una cantidad de energía por unidad de volumen 600 veces superior a las condiciones base; por tanto, esta es la forma más económica de transportar el gas entre continentes en embarcaciones marítimas especiales (los llamados buques metaneros), donde sistemas de transporte por tuberías tradicionales no serían económicos y podrían ser técnica o políticamente inviables. De esta manera, la tecnología del GNL hace disponible el gas natural a través del mundo. La licuefacción también proporciona la oportunidad de almacenar gas natural para uso durante períodos de alta demanda en áreas donde las condiciones geológicas no son recomendables para desarrollar servicios de almacenamiento subterráneos. En regiones donde la capacidad de gasoductos desde las áreas de suministro puede ser muy costosa y su uso es sumamente estacional, la licuefacción y almacenamiento del GNL ocurre durante períodos de baja demanda para así, reducir los costosos compromisos de compra de capacidad en gasoductos durante los períodos de alta demanda. El principal inconveniente es que para mantener el tanque a dichas temperaturas criogénicas, se requiere un aislamiento de elevadísima calidad con materiales tales como la fibra de vidrio o incluso llegando a practicar el vacío. Se trata de evitar, en la medida de lo posible el calentamiento progresivo del tanque, ya que con el aumento de temperatura, también aumenta la presión y con ello se llegaría a un cambio de fase, con un vapor cada vez más presurizado que acabaría rompiendo el tanque. Dado que los aislamientos térmicos no son perfectos, siempre habrá que considerar un sistema de válvula de seguridad del tanque para aliviar la presión si esta resultara excesiva, descargando a la atmósfera cantidades de gas de la fase gaseosa o reinyectarlo a la estación de licuefacción, para así mantener la presión estable en el interior del tanque.


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Termodinámica - I 1.1.9. Características del gas natural de camisea. Composición química: La composición media del gas natural proveniente de Camisea, se muestra e la tabla 1.1.

TABLA 1.1 : COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL GAS NATURAL DE CAMISEA Metano Etano Propano Butano Pentano Dióxido de carbono Nitrógeno

95.8% 2,14% 0.29% 0,11% 0,04% 1,12% 1,21%

Fuente: TGP. Composición media del Gas Natural recibido en el city gate de Lurín. Características de la combustión: Sus características de combustión, son las siguientes en composición volumétrica: Contenido en azufre del odorizante

6,6 mg / Nm3

Peso específico

0,808 kg/ Nm3

Densidad relativa al aire

0,625

Poder calorífico superior a 0º C

10,474 kcal / Nm3

Poder calorífico inferior a 0º C

9.929 “

Poder calorífico superior a 15º C

9.450 “

Poder calorífico inferior a 15º C

8.958 “

Índice de Wobbe

13.249 “

Volumen de aire teórico para la combustión.

10,47 m3aire/m3gas

Concentración máxima de CO2 en humos Secos

12,08 %

Volumen de humos secos (por m3 de gas)

9,39 m3

Volumen de humos húmedos (por m3 de gas)

12,44 m3

Límite inferior de inflamabilidad en el aire

4,8 % (de gas)

Límite superior de inflamabilidad en el aire

13,5 % (de gas).

1.2. TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL.


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Termodinámica - I Una vez en la superficie, los diferentes constituyentes del gas producido desde los pozos son separados: gas de los líquidos, gas del agua y sólidos de los líquidos y del gas. Los constituyentes que se pueden vender, se retiran de la zona de producción y los residuos, generalmente salmuera y sólidos, se eliminan luego de un tratamiento. En esta etapa los gases aún pueden contener cantidades importantes de hidrocarburos líquidos, y suelen ser tratados para su separación, en las Plantas de gas.

1.2.1. Plantas de Gas.


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Termodinámica - I Los gases naturales raramente pueden ser utilizados de la manera en que son extraídos de los yacimientos. Siempre se encuentran acompañados de vapor de agua, el cual resulta necesario extraerlo, antes de su utilización, dando lugar a una operación denominada “secado”. En otras circunstancias, la mezcla de hidrocarburos posee pentanos y superiores, siendo precisa su eliminación y determinando otra operación conocida como “desgasolinado”. De igual modo, en otros casos deberá eliminarse componentes no deseados tales como el CO2 y el H2S, dados los problemas de corrosión que se producen en los sistemas de transporte y utilización. Como ejemplo puede citarse el caso del gas francés de Lacq con contenidos de H2S del 15.2%. Desde el pozo el gas natural extraído es conducido a las Plantas de procesamiento del gas, como la que se ve en la figura 1.2.

Fig. 1.2. Planta de Barcelona El gas natural proveniente de los pozos, que sale a alta presión, pasa en primer lugar por unos separadores que eliminan el agua asociada a los hidrocarburos. Junto con el metano, en el gas del yacimiento se encuentran presentes el propano, butanos, pentanos, nafta natural y otros compuestos, por lo que resulta necesario separar estos constituyentes licuables. Si el gas natural posee contenidos de ácido sulfhídrico mayores del 0,005 ppm, o bien 0,25 grain por 100 estándar cubic feet, el gas natural se considera “agrio”. 1.2.2. Tipos de tratamiento. Básicamente el tratamiento que recibe el gas natural cuando emerge del pozo es de dos tipos:


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Termodinámica - I I. ELIMINACIÓN DE GASES ÁCIDOS: DESULFURACIÓN Y DESCARBONATACIÓN. La desulfuración del gas debe llevarse a cabo en primer lugar, pues así se evita o en todo caso, se diminuye el riesgo de corrosión en los equipos e instalaciones posteriores de tratamiento. Existen tres tipos de procesos principales: a) la absorción química, b) la absorción física, y c) la absorción. a) La absorción química. Una solución absorbente reacciona químicamente con los gases ácidos (CO2, SH2) contenidos en el gas natural para producir un compuesto que puede ser disociado mediante “stripping” a baja presión y alta temperatura, con el fin de regenerar el absorbente. Los absorbentes más empleados son soluciones de aminas (absorción a temperatura ambiente) y carbonato de potasio (absorción a 100 -110 °C). b) La absorción física. No existe reacción química entre los gases ácidos y el disolvente. Los gases ácidos simplemente se disuelven en la solución absorbente bajo presión. Los parámetros que afectan a la disolución son la temperatura, la presión y la concentración de gases. El disolvente se regenera mediante expansiones a baja presión de la solución rica en gases ácidos y suele realizarse en varias etapas La absorción física no es conveniente para la desulfuración del gas húmedo, pues algunos componentes, como el butano se solubilizan en esos disolventes prácticamente lo mismo que el H2S. c) La adsorción. Se realiza por filtros moleculares, también llamados tamices moleculares, también llamados tamices moleculares (zeolitas), pero su uso se limita a gas natural con bajo contenido en gases ácidos, debido a la cantidad de filtros y al caudal de gas de regeneración requerido. Estos tamices moleculares se utilizan para eliminar los mercaptanos de la corriente de gas, ya que estos productos no se eliminan en las unidades de aminas de la fase de tratamiento en planta de licuefacción, y normalmente, se sitúan aguas debajo de la unidad de absorción para reducir el tamaño de los lechos. El gas ácido residual, obtenido después de llevar a cabo uno de estos procesos, debe ser tratado convenientemente, produciendo azufre elemental y agua u otro compuesto estable de azufre, para evitar la contaminación medioambiental. El anhídrido carbónico se vierte a la atmósfera. Estos procesos en la tesis serán más adelante abordados con mayor amplitud. II. DESHIDRATACION Y ELIMINACION DE OTROS COMPUESTOS. Lo restrictivo de las especificaciones requeridas para el agua hace que tan solo sea posible secar mediante adsorción empleando desecadores sólidos. Existen dos tipos para este propósito: los


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Termodinámica - I tamices moleculares y la alúmina activada .Los tamices moleculares presentan una mayor relación de adsorción que la alúmina, por lo que tanto la cantidad de material desecante a emplear, como el tamaño de los equipos, son menores en este caso. Consecuentemente, la plantas de tratamiento modernas usan tamices moleculares, que tienen, además, la ventaja de adsorber los hidrocarburos pesados con mayor eficacia que la alúmina. Una unidad de deshidratación está formada normalmente por dos desecadores, de forma que uno de ellos se encuentre en operación mientras que el otro esté en fase de regeneración. La regeneración se realiza haciendo pasar, a contracorriente, gas seco caliente por el desecador. Para eliminar el agua absorbida por el gas seco se procede a realizar un enfriamiento mediante expansión, consiguiendo de esta forma la condensación del agua. Finalmente, este gas se comprime para ser introducido en la línea de gas natural que se va a secar. Debe tenerse en cuenta que el gas procedente de pozos de petróleo presurizados con CO 2 puede contener mas del 70 % de anhídrido carbónico. En tal caso, la separación del CO2 debe hacerse por otros métodos distintos del de la absorción, que resultaría muy costosa, pudiéndose emplear distintos tipos de destilación a baja temperatura y presión para evitar la formación de nieve carbónica. El CO 2 puede separarse en fase liquida, lo que resulta muy ventajoso para su posterior reinyección en los pozos La separación del nitrógeno puede llegar a ser especial importancia cuando se da en concentraciones importantes para presurizar los pozos de petróleo en la recuperación secundaria, en lugar del uso de dióxido de carbono, siendo cada día más frecuentes las unidades de destilación criogénica que proporcionan nitrógeno liquido, que se reinyecta en el pozo, aunque normalmente se suele hacer a partir de la separación criogénica del aire. Hay que tener en cuenta que la ser un proceso que utiliza técnicas de criogenia tiene un elevado coste, y por tanto, salvo justificación especial, el nitrógeno del gas natural se suele eliminar, si es para la exportación, en la propia planta de licuefacción. Para disminuir la proporción de hidrocarburos superiores al metano que presenta el gas debe proceder al enfriamiento de este último, y de esta forma conseguir que condensen los hidrocarburos superiores al etano. A continuación se fracciona este condensado para obtener así los diferentes compuestos que lo forman. Este condensado para obtener así los diferentes compuestos que lo forman. Este condensado suele contener todos los hidrocarburos pesados no deseables para la licuefacción, incluidos etano, propano y butano.

1.3.-Propiedades termodinámicas:


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Termodinámica - I Son características que se pueden observar, medir o cuantificar en las sustancias o en los sistemas. La cantidad y tipo de propiedades que se puedan establecer para un sistema dependen del tipo de observación que se halla establecido para el análisis del sistema. Por ejemplo si el enfoque usado es el macroscopico se pueden establecer propiedades como temperatura (T), presión (P), energía (E), energía interna (U), y entalpía (H) y otras, que de ningún modo serían establecidas utilizando el enfoque microscópico. Para apropiar mejor esta definición, a continuación se hace detalle sobre dos aspectos primordiales de las propiedades. 1.3.1. Las propiedades termodinámicas y los sistemas de unidades. Al considerar el enfoque macroscopico (termodinámica clásica) se habla de manifestaciones físicas del conjunto o propiedades de una sustancia; y para medir o cuantificar estas de forma directa o indirecta,

se

han

planteado

patrones

de

medida

llamados

sistemas

de

unidades.

Los sistemas de unidades son grupos o conjuntos de unidades patrón establecidas para medir o cuantificar propiedades físicas, permitiendo expresarlas de forma fácil y precisa. Podemos decir que son como lenguajes adoptados inicialmente por regiones, son completos y sus unidades por lo general van estructuradas en tres clases: Las básicas o fundamentales, las derivadas, y las suplementarias. Las unidades básicas como su nombre lo indica son bien definidas y se consideran independientes desde el punto de vista dimensional, entre estas se encuentran las unidades de cantidad de materia, de masa, de tiempo, de longitud, de temperatura, de intensidad de corriente eléctrica, de intensidad luminosa y en algunos sistemas la de fuerza. Las unidades derivadas son aquellas generadas a partir de la combinación de las unidades básicas mediante relaciones algebraicas que generan una magnitud correspondiente; como las de superficie, volumen, velocidad, aceleración, presión, energía, trabajo, potencia etc., y en algunos sistemas la de fuerza. Las unidades suplementarias son de escaso uso en termodinámica y debido a esto no se consideran para el desarrollo de este curso. n el ámbito de la ingeniería, y aplicados en particular a la termodinámica, se utilizan cuatro sistemas de unidades que son: El sistema ingles internacional, el sistema ingles de ingeniería, el sistema métrico decimal, y el sistema internacional.


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Termodinámica - I

1.3.2. Criterios de clasificación de las propiedades.


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Termodinámica - I Las propiedades se clasifican como extensivas o intensivas dependiendo de su comportamiento al variar la extensión o la masa del sistema. Las propiedades extensivas son aquellas que dependen de la masa .Ej.: V, número de moles, H, S, G, U, etc. Las propiedades intensivas no dependen de la masa .Ej.: P y T Algunas propiedades se cuantifican para toda la cantidad de materia en el sistema, es decir para su extensión, como el volumen total que ocupa, como la energía que contiene internamente, inclusive la misma materia (mol) o su masa (m). Estas propiedades que cambian de valor al cambiar la extensión del sistema son denominadas extensivas, son aditivas, y permiten establecer relaciones matemáticas simples. Otras propiedades no dependen de la cantidad total de masa en el sistema ni cambian con el cambio en su extensión, pero si indican su repetibilidad en cada unidad de extensión del sistema; en la mayoría de las ocasiones, indican la intensidad con que se presenta una propiedad extensiva. Debido a que estas propiedades intensivas son invariantes con la extensión del sistema, permiten establecer relaciones directas con el estado de las sustancias.

1.4.-Propiedades extensivas: 1.4.1.-Energía Interna.-Es el resultado de la energía cinética de las moléculas o átomos que lo constituyen, de sus energía de rotación y vibración, además de la energía potencial intermolecular debida a las fuerzas de tipo gravitatorio, electromagnético y nuclear, que constituyen conjuntamente


24

Termodinámica - I las interacciones fundamentales. Convencionalmente, cuando se produce una variación de la energía interna sin que se modifique la composición química del sistema, se habla de variación de la energía interna sensible. Si se produce alteración de la estructura atómica-molecular, como es el caso de las reacciones, se habla de variación de la energía interna química. Finalmente, en las reacciones de fisión y fusión se habla de energía interna nuclear. 1.4.2.-Entalpía.- es una magnitud termodinámica, simbolizada con la letra H, cuya variación expresa una medida de la cantidad de energía absorbida o cedida por un sistema termodinámico, o sea, la cantidad de energía que un sistema puede intercambiar con su entorno. Es una función de estado de la termodinámica donde la variación permite expresar la cantidad de calor puesto en juego durante una transformación isobárica (es decir, a presión constante) en un sistema termodinámico (teniendo en cuenta que todo objeto conocido puede ser entendido como un sistema termodinámico), transformación en el curso de la cual se puede recibir o aportar energía (por ejemplo la utilizada para un trabajo mecánico). En este sentido la entalpía es numéricamente igual al calor intercambiado con el ambiente exterior al sistema en cuestión. Usualmente la entalpía se mide, dentro del Sistema Internacional de Unidades, en julios. 1.4.3.-Entropía.- La entropía se concibe como una "medida del desorden" o la "peculiaridad de ciertas combinaciones". Como la entropía puede ser considerada una medida de la incertidumbre, y la información tiene que ver con cualquier proceso que permite acotar, reducir o eliminar la incertidumbre; resulta que el concepto de información y el de entropía están ampliamente relacionados entre sí, aunque se tardó años en el desarrollo de la mecánica estadística y la teoría de la información para hacer esto aparente. 1.3.5.- Energía libre de gibbs.- Es un potencial termodinámico, es decir, una función de estado extensiva con unidades de energía, que da la condición de equilibrio y de espontaneidad para una reacción

química (a

presión

y

temperatura

constantes).

La segunda

ley

de

la

termodinámica postula que una reacción química espontánea hace que la entropía del universo aumente, ΔSuniverso > 0, así mismo ΔSuniverso esta en función de ΔSsistema y ΔSalrededores. Por lo general sólo importa lo que ocurre en el sistema en estudio y; por otro lado el cálculo de ΔSalrededores puede ser complicado.

1.5.-Modelo Matemático: 1.5.1. Evaluación termodinámica para la energía interna: 1.5.1.1. Energía Interna para gases ideales.-


25

Termodinámica - I

∆U = nC V (T2 − T1 )

∆U = CV (T2 − T1 )

Esta formula se aplica a bajas presiones y temperaturas bajas. 1.5.1.2. Energía Interna para gases reales.A presiones a altas y a altas temperaturas: T2

∆U = ∫ CV dT

,

CV = f (T )

T1

C P − CV = R

CV = C P − R

, C P = f (T )

C P = a + bT + CT 2

Entonces: T2

∆U = ∫ (C P − R )dT T1

∆U = a (T2 − T1 ) +

b 2 c (T2 − T12 ) + (T23 − T13 ) − R (T2 − T1 ) 2 3

1.5.1.3. Energía interna para una mezcla de gases.n

C P m = ∑ X i .C Pi i =1

Si fuera una mezcla de gases ideales

∆ U = (C P m − R )(T2 − T1 ) Para una mezcla de gases reales


26

Termodinámica - I T2

∆U = ∫ (C P m − R )dT T1

1.5.2. Evaluación termodinámica para la entalpía: 1.5.2.1. Entalpía para gases ideales.∆H = nC P (T2 − T1 ) ∆H = C P (T2 − T1 )

1.5.2.2. Entalpía para gases reales.T2

∆H = ∫ C P dT

,

C P = f (T )

T1

C P = a + bT + CT 2

Entonces: T2

∆H = ∫ C P dT T1

∆H = a (T2 − T1 ) +

b 2 c (T2 − T12 ) + (T23 − T13 ) 2 3

1.5.2.3. Entalpía para una mezcla de gases.n

C P m = ∑ X i .C Pi i =1

Para una mezcla de gases ideales

∆ H = C P m (T2 − T1 ) Para una mezcla de gases reales


27

Termodinámica - I T2

∆H = ∫ C P m dT ,

C P = f (T )

T1

1.5.3. Evaluación termodinámica para la entropía: 1.5.3.1. Entropía para gases ideales.V ∆S = RLn  2  V1 V ∆S = RLn  2  V1

 T  + CV Ln  2   T1

  

 T  + (C P − R) Ln 2   T1

P ∆S = RLn  2  P1

 T  + C P Ln 2   T1

  

  

1.5.3.2. Entropía para gases reales.S = f (V , T )

V ∆S = RLn 2  V1

S = f ( P, T ) T

 2 (C P − R)  + ∫ dT T  T1

P ∆S = RLn 2  P1

Si el proceso es Isocórico: T2

C −R ∆S = ∫ P dT T T1

T

 2  + ∫ dT  T1 T

Para un proceso Isobárico: T2

dT T T1

∆S = ∫

1.5.3.3. Entropía para una mezcla de gases.n

C P m = ∑ X i .C Pi i =1

A volumen constante:

∆S =

T2

∫

m − R T

T1

dT

A presión constante:

∆S =

T2

∫

T1

m T

dT


28

Termodinámica - I

1.5.4. Evaluación termodinámica para la energía libre de gibbs: La variación de energía libre de Gibbs para un proceso a temperatura constante viene dada por:

La temperatura puede ser un factor determinante a la hora de hacer que un proceso sea espontáneo o no lo sea. ♣

La condición de equilibrio es

♣

La condición de espontaneidad es

♣

El proceso no es espontáneo cuando:

(Esta última condición nos dice que la reacción no se producirá). La energía de Gibbs molar parcial, es lo que se conoce con el nombre de potencial químico, que es lo que se maneja en cálculos termodinámicos en equilibrio, ya que el equilibrio químico entre dos sistemas implica la igualdad de potenciales químicos y su uso facilita los cálculos.


29

Termodinámica - I

1.6. Evaluación de las propiedades termodinámicas en el city gate (Lurín) a 1200°K:

Componente %molar

Xi

(cal/mol°k)

X i x i

CH4

95.8

0.9580

3.381



0.018044

T −

0.0000000807

T2

3.238998

 0.017286152

C2H6

2.14

0.0214

2.247



0.038201

T −

0.000011049

T2

0.0480858  0.0008175014 T −

0.000000236449

T2

C3H8

0.29

0.0029

2.41



0.057195

T −

0.0000175330

T2

0.006989

 0.0001658655 T −

0.000000050846

T2

C4H10

0.12

0.0012

3.8448



0.073350

T −

0.0000002266

T3 0.00461376  0.0000880200 T −

0.000000000272

T3

C5H12

0.04

0.0004

4.8959



0.090112

T −

0.0000002804

T4 0.00195836  0.0000360448 T −

0.000000000112

T4

CO2

0.5

0.0050

6.369



0.01010

T −

0.0000034050

T2

0.031845

T −

0.000000017025

T2

N2

1.2

0.0120

6.4492



0.0014125

T −

0.0000000807

T2

0.0773904  0.0000169500 T −

0.000000000968

T2

100

1.00

29.5969



0.28841

T −

0.00003266

0.00000038

T2



T2 3.40988032 

0.00005050

0.01846103

T − 0.0000000773106 T2

T −

C Pm


30

Termodinámica - I

Poder Calorífico: (H) 1200 °K

∆H =

∫C

Pm

dT

298 °K

∆H =

1200 °K

∫ (3.40988032

+ 0.01848103 T − 0.00000038 T 2 )dT

298 °K

∆H = 3.40988032 +

∆H = 3.40988032 (1200 − 298 ) +

H =

0.01848103 T 2 0.00000038 T 3 − 2 3

1200

∫

298

0.01848103 0.00000038 (1200 2 − 298 2 ) − (1200 3 − 298 3 ) 2 3

15330.73003606 Cal/mol

Hallando (S):


31

Termodinámica - I 1200 °K

∆S =

∫C

Pm

dT

298 °K

∆S =

1200 ° K

 3.40988032 + 0.01848103 T − 0.00000038 T 2  dT ∫  T  298 ° K 

∆S =

1200 ° K

 3.40988032  + 0.01848103 − 0.00000038 T dT  T  298 ° K 

∫

Integrando: ∆S = 3.40988032 ln T + 0.01848103 T −

 1200 ∆S = 3.40988032 ln   298

0.00000038 T 2 2

1200

∫

298

1200

0.00000038  (1200 2 − 298 2 ) ∫  + 0.01848103 (1200 − 298 ) − 2  298

21.14301681

S =

Cal/mol

Hallando (U): 1200

∆U =

∫ (C

Pm

− R )dT

298


32

Termodinámica - I 1200

∆U =

∫ (3.40988032

+ 0.01848103 T − 0.00000038 T 2 − 1.987 ) dT

298

∆U = 1.42288032 +

∆U = 1.42288032 (1200 − 298 ) +

0.01848103 T 2 0.00000038 T 3 − 2 3

1200

∫

298

0.01848103 0.00000038 (1200 2 − 298 2 ) − (1200 3 − 298 3 ) 2 3

U =

Hallando (G):

13568.7277

Cal/mol

∆G = ∆H − T∆S ∆G =15330 .73003606

G =

− (1200 )( 21 .14301681 )

-10040.89014

Cal/mol

PAMPA MELCHORITA


33

Termodinámica - I

CONCLUSION:

•

El gas "natural" esta denominado así porque en su composición química no interviene ningún proceso; es limpio, sin color y sin olor.

•

La composición del gas natural varía según el yacimiento en el que se ubique.

•

Con motivos de seguridad al gas se le añade un agente químico llamado mercaptan, que le da un olor a huevo podrido, con el propósito de detectar una posible fuga de gas.

•

El uso del gas natural puede ayudar a evitar muchas de las preocupaciones a nivel ambiental incluyendo la contaminación, la lluvia ácida y las emisiones de gas efecto invernadero.


34

Termodinámica - I

RECOMENDACIÓN:

♦ En caso de sentir el olor a gas:

♦ NO ENCIENDA, ni accione interruptores ni aparatos eléctricos.

♦ NO FUME, ni encienda ningún tipo de flama.

♦ VENTILE la habitación abriendo puertas y ventanas.

♦ CIERRE las llaves de paso de gas natural.

♦ LLAME a su distribuidor de gas natural.


35

Termodinámica - I

BIBLIOGRAFIA:

1. Ballard, D.,"How to Opérate an Amine Plant", Hydrocarbon Processing, Vol 45, No.4, pp.137-144, April, 1966 2. Campbell, J.M., "Gas Conditioning and Processing", 5TH ed., Campbell Petroleum Series, Norman, OK, 1979 3. Daviet, G.R. et al.,"Simulation valúen pro ve out in DEA to MDEA Switch", Oil & Gas Journal, August 6, 1934, pp.47-50 4. Dingman, J.C., and Moorc, T.F., "Compare DGA and MEA Sweetening Methods", Hydrocarbon Processing, Vol.47, No.7.pp.138-140, July, 1968 5. rosscusip.blogspot.com


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