UNIVERSIDAD PRIVADA BOLIVIANA ESCUELA DE INDUSTRIA Y ENERGÍA CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA Y GAS NATURAL
TEMA: Simulación del proceso de deshidratación del gas natural usando Trietilenglicol (TEG) en Aspen Hysys. Docente:
M.Sc. Ing. Daniel Álvarez Gantier
Estudiante:
Rodrigo D. Zeballos Espinoza
Código:
25699
La Paz, marzo de 2017
ÍNDICE 1.- Introducción 2.- Objetivos 2.1.- Objetivo principal 2.2.- Objetivos secundarios 3.- Marco Teórico 3.1.- Procesamiento del gas natural 3.1.1.- Deshidratación 3.1.2.- Deshidratación usando trietilenglicol (TEG) 3.1.2.1.- Descripción del proceso 3.1.3.- Endulzamiento 3.1.4.- Ajuste del punto de rocío 3.1.4.1.- Ajuste de punto de rocío en una unidad LTS 3.1.4.2.- Ciclo de refrigeración con propano 3.1.5.- Unidad de remoción de Mercurio 3.1.5.1.- Procesos de remoción 3.1.6.- Rechazo de Nitrógeno 3.2.- Fraccionamiento del gas natural 4.- Diseño 4.1.- Simulación del proceso de fraccionamiento 4.1.1.- Descripción del proceso 4.1.2.- Especificaciones y resultados 1
4.2.- Simulación del proceso de extracción de líquidos 4.2.1.- Descripción del proceso 4.2.2.- Especificaciones y resultados 5.- Conclusiones y recomendaciones 5.1.- Conclusiones 5.2.- Recomendaciones 6.- Anexos 7.- Bibliografía
LISTA DE FIGURAS Figura 1: Procesamiento del Gas Natural, vista general. Figura 2. Unidad de deshidratación básica Figura 2.1. Sistema de deshidratación con TEG
Figura 3. Endulzamiento de gas por absorción física Figura 4. Unidad LTS Figura 5. Ciclo de refrigeración, diagrama Presión vs. Entalpía Figura 6. Ciclo de refrigeración para ajuste de punto de rocío. Figura 7. Sistema de remoción de mercurio con adsorbentes Figura 8. Remoción de mercurio con regeneración de gas Figura 9. Unidad de rechazo de nitrógeno Figura 10. Fraccionamiento de LNG. Figura 11. Simulación deshidratación.
en
Aspen
Hysys
3.2
del
proceso
de 2
1.- Introducción El procesamiento del gas natural empieza en la boca de pozo e incluye todos los procesos necesarios para la purificación del gas natural. La composición del gas natural varía significativamente en función de cada pozo individual y está constituida por hidrocarburos gaseosos, líquidos del gas natural, hidrocarburos líquidos y una determinada cantidad de agua y otros gases. En este documento se describe el proceso de deshidratación para remover el agua de una corriente de gas natural. Se considera el uso de Trietilenglicol (TEG) para llevar a cabo dicho tratamiento. 2.- Objetivos 2.1.- Objetivo principal Simular el proceso de deshidratación del gas natural utilizando Trietilenglicol (TEG). 2.2.- Objetivos secundarios
Describir el proceso de tratamiento de gas natural. Comparar eficiencias respecto al proceso de deshidratación.
3.- Marco Teórico 3.1.- Procesamiento del gas natural Una corriente de gas natural, antes de venderse o almacenarse, debe atravesar una serie de procesos para cumplir con las especificaciones de calidad, entre los procesos más importantes están: deshidratación, endulzamiento, ajuste del punto de rocío, remoción de mercurio y rechazo de nitrógeno. Estos procesos se desarrollaran y explicarán de forma breve en los siguientes puntos.
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Figura 1. Procesamiento del Gas Natural, vista general.
Fuente: Propiedades y procesamiento del gas natural (Torrez, G.)
3.1.1.- Deshidratación La deshidratación del gas es el proceso de remoción del vapor de agua de una corriente de gas, bajando la temperatura a la cual el agua se condensará. Esta temperatura es llamada “punto de rocío” del gas. La deshidratación del gas es necesaria para el transporte y la comercialización cuando pasa los límites establecidos en los contratos. La mayoría de los contratos de compraventa de gas especifican un valor máximo para la cantidad de vapor de agua permitido en el gas. Los contratos de compraventa establece límites de impurezas del gas, entre ellos está el contenido de agua. La deshidratación del gas bajando la temperatura hasta el punto de roció, previene la formación de hidratos de carbono y la corrosión causada por el agua condensada formada y el contenido de CO2 o H2S. La capacidad de una corriente de gas de tener vapor de agua se reduce a medida que la corriente se comprime o enfría. De esa manera puede removerse el agua de la corriente de gas. Sin embargo la corriente de gas aún tiene vapor de agua saturado, mayor reducción en la temperatura y aumento de presión puede dar como resultado agua condensada. Por tal motivo, y cuando se requiere un punto de rocío muy bajo, es necesario incorporar otros métodos que permitan una remoción mayor del vapor de agua. 3.1.1.1.- Motivos para la remoción de agua del gas natural El agua líquida y/o vapor de agua son removidos del gas natural por varias razones: 2
1. Para prevenir la formación de hidratos en las líneas de transmisión; 2. Para ajustar al requerimiento del puno de rocío del agua en los contratos de compraventa; 3. Para prevenir la corrosión en las corrientes de gas acido. Para tal propósito existen en la industria los siguientes métodos: 1. Absorción usando desecantes líquidos: Operación en la cual un componente soluble de una mezcla gaseosa se disuelve en un líquido. 2. Adsorción usando desecantes sólidos: Operación por la cual un sólido captura sea un componente líquido o gaseoso de una mezcla. 3. Deshidratación por refrigeración por expansión. Figura 2. Unidad de deshidratación básica
Fuente: Comparison between Natural Gas Dehydration processes. (Campbell, J. et al.)
3.1.2.- Deshidratación usando trietilenglicol (TEG) Existen varios tipos de liquidos que se pueden utilizar para absorber el agua del gas natural como ser: Cloruro de Calcio, Cloruro de Litio y glicoles. La deshidratación con glicoles es un sistema que hace uso de un desecante líquido para la remoción del agua de una corriente de gas. Es la opción más común y económica para este tratamiento. El glicol líquido cuando entra en
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contacto con la corriente de gas natural se encarga de absorber el agua debido a su alta afinidad con la misma. Los glicoles usados para este proceso son: etilenglicol, dietilenglicol, trietilenglicol y tetraetilenglicol. Entre estos, el más aceptado y usado es el TEG debido a su costo y eficiencia. El TEG es incoloro, inodoro, y es un líquido con alta viscosidad y alto punto de ebullición (550°F). Es usado por: i) su alta afinidad con el agua. ii) su alto punto de ebullición iii) su bajo costo iv) no es corrosivo v) tiene poca o casi nula afinidad con hidrocarburos y gases vi) su estabilidad térmica vii) es fácil de regenerar viii) baja viscosidad ix) baja presión de vapor a la temperatura de contacto x) baja solubilidad en hidrocarburos, y xi) por su baja tendencia a formar espuma y emulsiones. 3.1.2.1.- Descripción del proceso Figura 2.1. Sistema de deshidratación con TEG
Fuente: Introducción al procesamiento de gas y petróleo (TOTAL).
1. Al ingresar a la unidad, el gas natural pasa por un separador, scrubber, donde se separan hidrocarburos líquidos y agua libre antes de ingresar al contactor. Este equipo puede ser independiente del contactor o formar parte integral de él. (Si se anticipa la posibilidad de que el gas arrastre partículas sólidas, además del scrubber conviene incorporar un filtro que en este gráfico no está representado). 4
2. En el contactor, el gas fluye hacia arriba en contracorriente con el glicol que desciende a través de los internos de la columna. Para aumentar la superficie y el tiempo de contacto entre el gas y el glicol, en el interior del contactor se instalan sectores rellenos o un conjunto de platos con tazas de burbujeo. Para pequeños caudales, se prefieren los platos con tazas de burbujeo y para grandes caudales, el relleno estructurado da los mejores resultados. El contacto íntimo que se logra por este medio permite que el glicol con su avidez por el agua, absorba el vapor de agua contenido en la corriente de gas. La mayor cantidad de agua se absorbe en el plato más bajo, donde el contenido de agua en el gas es mayor. En los platos superiores, el contenido de agua es menor, pero la higroscopicidad del glicol es mayor, de este modo, en los últimos platos, se absorben las últimas trazas de vapor. El gas que sale del contactor por la parte superior, sale en el punto de rocío requerido. 3. El glicol en agua sale por el fondo del contactor a través de una válvula controladora de nivel. 4. Luego pasa por un serpentín en el tope de la columna despojadora, still, donde se precalienta actuando como condensador de reflujo. 5. Del serpentín, el glicol se expande en un separador donde se liberan los gases disueltos que se envían al circuito de gas combustible o a la antorcha. El líquido retenido en el separador es básicamente glicol mientras que los hidrocarburos líquidos, como son no miscibles, se separan como la fase liviana y se envían al sistema de drenajes. 6. El glicol separado pasa a través de filtros de mangas que retienen las partículas sólidas. Estas partículas, si no son removidas, tienden a dañar los pistones de la bomba, los internos de las válvulas de control y a incrustarse en la superficie de calefacción del reboiler o en el relleno del still. 7. A continuación, el glicol pasa a través de un lecho de carbón activado, donde se retienen los restos de hidrocarburos absorbidos, que son responsables de la formación de espumas en el contactor. Estos filtros deben instalarse aunque el gas sea filtrado al ingreso de la unidad. 8. Una vez filtrado, el glicol rico en agua, que está a temperatura ambiente, se precalienta en el intercambiador glicol rico/glicol pobre antes de ingresar a la columna despojadora, still.
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9. En el still, el glicol rico fluye hacia abajo a través del relleno mientras es calentado hasta casi la temperatura del reboiler por una corriente de vapor ascendente que lo despoja del agua que llevaba absorbida. 10. En el reboiler, el líquido alcanza los 200ºC. Se vaporiza el agua remanente y se concentra el glicol. El aporte de calor al reboiler se hace mediante un tubo de fuego. El equipo cuenta con un bafle o un tubo de rebalse que asegura que el elemento calefactor se encuentra siempre cubierto de líquido. La temperatura se controla a través del caudal de combustible que se alimenta al tubo de fuego. 11. El reboiler opera casi a presión atmosférica y los vapores son eliminados por el tope de la columna still directamente a la atmósfera. Sin embargo es conveniente instalar un caño en el venteo con el fin de recoger la condensación que se produce en contacto con el frío ambiente. 12. El glicol que abandona el reboiler se acumula en un recipiente que actúa como pulmón. 13. Después de la regeneración, el glicol pobre debe ser enfriado hasta casi la temperatura del gas antes de ser retornado al contactor. Este enfriamiento se logra en parte en el intercambiador glicol/glicol, donde el glicol regenerado se enfría hasta aproximadamente 90ºC. 14. Una bomba devuelve el glicol regenerado y parcialmente enfriado al contactor. Aguas arriba de la bomba, un filtro retiene las partículas sólidas incorporadas en el reboiler. 15. Antes de ingresar al contactor, el glicol pobre completa su enfriamiento intercambiando calor con el gas deshidratado que abandona el contactor. 16. El gas que sale del intercambiador, abandona la unidad deshidratado y caliente. 3.1.3.- Endulzamiento El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como
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gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio. Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar: - Toxicidad del H2S. - Corrosión por presencia de H2S y CO2. - En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo. - Disminución del poder calorífico del gas. - Promoción de la formación de hidratos. - Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica. - Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar. Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cinco etapas (Kumar, S., 1987)
i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables.
ii) Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).
iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la 7
unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces, para comercializarlo.
iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.
v) Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósfera y por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.
Figura 3. Endulzamiento de gas por absorción física
Fuente: Petroblogger (Osorio, R.)
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3.1.4.- Ajuste del punto de rocío Durante el tratamiento del gas, es necesario evitar que los hidrocarburos más pesados contenidos en él, se condensen en las cañerías y provoquen inconvenientes en las redes de transporte y distribución. Para evitar la condensación de los hidrocarburos es necesario realizar un proceso llamado ajuste del punto de rocío, que al igual que el ajuste del punto de rocío del agua, implica la reducción de la temperatura hasta que comienzan a producirse condensados. El proceso de ajuste del punto de rocío se realiza en la unidad LTS (Low Temperature Separation). 3.1.4.1.- Ajuste de punto de rocío en una unidad LTS Analizaremos ahora el proceso completo del gas dentro de la unidad de tratamiento. Antes del ingreso a la unidad de tratamiento: 1.
El gas húmedo, a alta presión y eventualmente a alta temperatura, ingresa a la planta de tratamiento por un separador slug catcher, donde se separa el líquido formado en el gasoducto. Si se recibiera en alta temperatura, el gas pasa por un aero refrigerante y por otro separador donde se retiene el líquido condensado por el enfriamiento. 2. El gas a temperatura ambiente y libre de líquido, pasa por un filtro separador de entrada de donde sale saturado pero seco y libre de partículas sólidas. Después de las operaciones descriptas el gas está listo para el ajuste del punto de rocío en una unidad LTS. Figura 4. Unidad LTS
Fuente: Unidad VII: Tratamiento del Gas Natural, Ajuste del punto de rocío (TOTAL)
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1. En el intercambiador gas-gas el gas es pre-enfriado en su mayor parte, intercambiando calor con el gas frío. 2. Una fracción del gas de entrada se deriva al intercambiador gasgasolina, donde se pre-enfría intercambiando calor con la gasolina fría separada en el proceso. 3. Las corrientes se vuelven a juntar antes de entrar al chiller, donde el gas alcanza su temperatura más baja por efecto del refrigerante que se evapora en el exterior de los tubos. 4. La mezcla de gas frío condensado y MEG se conduce a un separador trifásico de baja temperatura o separador frío donde se separan las corrientes: a. 4.1 El MEG retorna al circuito de regeneración para ser reutilizado. b. 4.2 La gasolina, luego del precalentamiento que sufre en el intercambiador gas-gasolina, se dirige a la unidad de estabilización para su almacenamiento y despacho. c. 4.3 El gas pasa por el intercambiador gas-gas y sale de la unidad al gasoducto. En los cabezales por donde ingresa el gas húmedo a los intercambiadores gas-gas, gas-gasolina y chiller, se inyecta MEG para evitar la formación de hidratos que obturarían intercambiadores y cañerías.
3.1.4.2.- Ciclo de refrigeración (con propano) El refrigerante en forma de vapor entra a la sección de succión del compresor y este eleva la presión de refrigeración de esta manera la temperatura de saturación está por encima de la temperatura del medio refrigerante. La diferencia en la temperatura, hace que el vapor pueda condensarse a líquido. El líquido condensado pasa a través de la válvula de expansión y se flashea convirtiéndose en vapor el mismo que enfría el líquido remanente
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Figura 5. Ciclo de refrigeración, diagrama Presión vs. Entalpía
Fuente: Ciclo de propano (Álvarez, D.)
Figura 6. Ciclo de refrigeración para ajuste de punto de rocío.
Fuente: Procesos del Gas Natural (Repsol).
3.1.5.- Unidad de remoción de Mercurio El mercurio es un componente traza (naturalmente) de los combustibles fósiles como el gas natural, carbón, petróleo crudo, condensados del gas y de las arenas alquitranadas. El mercurio está presente en el gas de pozo en concentraciones usualmente inferiores a 100 mg/Nm3, si bien se ha informado valores mayores. El mercurio es un contaminante natural que proviene del reservorio (usualmente su presencia no se monitorea en la etapa de desarrollo del yacimiento). Se adsorbe al metal en: instalaciones de fondo, cabeza de pozo, line pipe y en toda la planta de tratamiento (PTG o PTC). Aunque idealmente debería ser removido tan cerca del reservorio como se pueda, en la práctica si se conoce su presencia, se remueve en la entrada a la planta (PTG) o más usualmente aguas abajo del separador, en la corriente gaseosa. 11
Una vez que el mercurio ingresa a la planta (PTG o PTC) su remoción es prácticamente imposible y requiere tratamientos químicos costosos. Los procesos de tratamiento habituales de gas natural remueven mercurio pero no en forma total, la diferencia queda retenida en planta o pasa a las fases líquidas que egresen también de la planta. (Campbell, J.M) El mercurio se remueve porque causa numerosas fallas en intercambiadores de aluminio. Esto amalgamado con el aluminio, resultando en una falla mecánica y las fugas de gas. Dado que el nivel de mercurio que se puede tolerar no está establecido, la mayoría de los operadores quieren removerlo totalmente. Es decir; eliminarlo a un nivel donde no pueda ser detectado con la capacidad analítica disponible. 3.1.5.1.- Procesos de remoción a) Adsorción Los adsorbentes HgSIV se pueden utilizar en una unidad independiente o en combinación con una a granel, con lechos no renovables de eliminación de mercurio en el circuito de regeneración de gas. Los lechos adsorbentes no renovables son eficaces para la eliminación de mercurio en grandes cantidades, pero muchas veces no prestan la eliminación del mercurio total. En este proceso, el mercurio es eliminado de la corriente de alimentación, y deja la unidad como una corriente líquida por separado. Un proceso independiente se muestra en la Figura 7. Figura 7. Sistema de remoción de mercurio con adsorbentes
Fuente: Remoción de mercurio del gas natural (Pino, M.)
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b) Regeneración del Gas Natural Un sistema de este tipo se muestra en la Figura. Aquí, la regeneración de gas, después de haber sido enfriado atraviesa un separador, se envía a través de una cama pequeña de absorbente, como el carbón activado de azufre cargado. Sólo una pequeña cama es necesaria por dos razones. La corriente de gas de regeneración es mucho más pequeña en volumen que la corriente del proceso. Por otra parte, sólo cuando la eliminación masiva de mercurio es necesaria. Figura 8. Remoción de mercurio con regeneración de gas
Fuente: Remoción de mercurio del gas natural (Pino, M.)
3.1.6.- Rechazo de Nitrógeno El LNG, no debe contener más del 1% de nitrógeno para evitar problemas en el almacenamiento. Muchas plantas de LNG contienen una unidad de rechazo de nitrógeno (NRU) para la seguridad y economía de la planta. La remoción de nitrógeno no sólo reduce los volúmenes de transporte sino que también incrementa el poder calorífico del gas. (Campbell, J.M, 1968) Es también necesaria la remoción del nitrógeno para evitar un innecesario venteo que es asociado con la contaminación del aire. La remoción de nitrógeno es típicamente combinada con la recuperación de Helio si es que está presente. Helio de alta pureza es obtenido con la combinación de los procesos criogénicos y adsorción. ( 13
Figura 9. Unidad de rechazo de nitrógeno
Fuente: Advanced Extraction Technologies Inc.
3.2.- Fraccionamiento del gas natural De manera general, una vez realizados los procesos descritos anteriormente, es necesario recuperar los componentes del gas natural por separado, es decir, de una corriente de gas obtener gas residual (metano, etano) GLP (propano, butano) y LNG (pentanos y más pesados) para su posterior tratamiento y refinación. Para la obtención de estos productos se utilizan columnas fraccionadoras, las más utilizadas son De-Metanizadora, De-Etanizadora y De-Propanizadora, a estas se puede sumar una De-Butanizadora, para un fraccionamiento más completo de una corriente de gas natural. (Fernandez, C. 2014) Figura 10. Fraccionamiento de LNG.
Fuente: Fraccionamiento (Repsol).
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4.- Diseño A continuación se describirá la simulación del proceso de deshidratación del gas natural con trietilenglicol (TEG). Esta simulación fue hecha en Aspen Hysys v3.2. 4.1.- Simulación del proceso de fraccionamiento Figura 11. Simulación en Aspen Hysys 3.2 del proceso de deshidratación.
Fuente: Elaboración propia.
4.2.- Detalles de las corrientes
Corriente: Gas Natural Temperatura 30 °C : Presión: 920 kPa 0 Flujo Molar: 498. kgmol/hr 1 Corriente: Gas Feed (Alimentación) Temperatura 25 °C : Presión: 919 kPa 0 Flujo Molar: 497. kgmol/hr 8
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Corriente: Agua Libre Temperatura 74.3 °C : 1 Presión: 920 kPa 0 Flujo Molar: 0.5 kgmol/hr Corriente: A Recuperación Temperatura 12.4 °C : 9 Presión: 557 kPa 9 Flujo Molar: 4.21 kgmol/hr 7
Corriente: Gases de Salida Temperatura 13.5 °C : 6 Presión: 619 kPa 0 Flujo Molar: 497. kgmol/hr 4 Corriente: A Planta de GNL Temperatu 29.8 °C ra: 7 Presión: 9190 kPa Flujo 0.75 kgmol/h Molar: 67 r
Corriente: TEGlycol Temperatura 48.8 °C : 9 Presión: 630 kPa 0 Flujo Molar: 3.76 kgmol/hr 6 16
Corriente: Gas Temperatura 13.5 : 6 Presión: 619 0 Flujo Molar: 497. 4
Seco °C kPa kgmol/hr
Corriente: Vapor de Agua Temperatur 102 °C a: Presión: 101.4 kPa Flujo Molar: 0.540 kgmol/h 9 r Corriente: TEG Frío Temperatura 48.8 °C : 9 Presión: 630 kPa 0 Flujo Molar: 3.76 kgmol/hr 6
La alimentación de gas natural que ingresa al separador, donde entra en contacto con el glicol, tiene la siguiente composición: Composición: Gas Feed (Alimentación) Nitrógeno 0.001801 CO2 0.028404 H2S 0.011489 Metano 0.899251 Etano 0.032916 Propano 0.014807 i-Butano 0.005903 n-Butano 0.003002 i-Pentano 0.001001 n-Pentano 0.0009 H2O 0.000526
La corriente “Gases de Salida” tiene la siguiente composición después de haber pasado por el tratamiento correspondiente: 17
Composición: Gases de Salida Nitrógeno 0.0018 CO2 0.028349 H2S 0.011342 Metano 0.899934 Etano 0.032931 Propano 0.014809 i-Butano 0.005907 n-Butano 0.003003 i-Pentano 0.001001 n-Pentano 0.000901 H2O 0.000022
5.- Conclusiones y recomendaciones 5.1.- Conclusiones El procesamiento del gas natural es de vital importancia para que éste esté apto para su uso y consumo, de esta forma se cumplen con las especificaciones que se acuerdan en los contratos de compra y venta. Es importante recalcar que el procesamiento también se lo realiza para evitar daños al medio ambiente, debido a que este combustible fósil es muy contaminante y un mal uso puede llevar a desgracias. La remoción del vapor de agua del gas natural es necesaria para evitar la formación de hidratos que puedan obstruir su correcta distribución y transporte. Las herramientas que se tienen en la actualidad son de gran ayuda para comprender la aplicación práctica de varios conceptos teóricos, el uso de simuladores como Aspen Hysys, es de gran ayuda para adentrarse en el mundo de los procesos industriales y comprender el rol de cada componente en las distintas plantas que se pueden diseñar. 5.2.- Recomendaciones Es necesario conocer el mundo que rodea a la simulación de procesos de manera más detallada, para desarrollar simulaciones mucho más grandes que abarquen, por ejemplo, todo el proceso que sufre el gas natural desde que es producido en un pozo, hasta que se obtienen productos ya refinados del mismo. 18
De la misma manera se recomienda adentrarse mucho más en lo que es un potente simulador como es Aspen Hysys, ya que con esta herramienta se pueden realizar grandes proyectos. 6.- Anexos En esta sección del presente trabajo se anexan los reportes realizados por Aspen Hysys 3.2 correspondientes a las simulaciones descritas anteriormente. El formato de hoja es diferente, dado que viene por defecto en el simulador. 7.- Bibliografía 1. Advanced Extraction Technologies, Inc. “AET Process ® Nitrogen Rejection Unit. Recuperado de: www.aet.com/aetnru.htm, Houston, TX, USA, 2015. 2. Campbell, J.M. “Gas Conditioning and Processing”, chaps. 20, John M. Campbell and Co. International Petroleum Institute Ltd., Norman, Okla., USA, 1968, 2nd Edition. 3. Fernandez, C. “Fraccionamiento de los líquidos del gas natural”. Recuperado de: es.slideshare.net/cinthiajazminfernandez/fraccionamientode-los-liquidos-del-gas-natural, 2014. 4. Kumar, S. “Natural Gas Engineering”, Chap. 6, Gulf Publishing Company. Book Division, Houston, TX, USA, 1987. 5. Linde Engineering. “Nitrogen rejection”. Recuperado de: www.lindeengineering.co/es/process_plants/lng-and-natural-gas-processingplants/nitrogen_rejection/index.html, Colombia, 2015. 6. Medina, N. Nuñez, J. Vargas, S. “Sistema de refrigeración por propano” UAGRM, Camiri, SCZ, Bolivia, 2010. 7. Mundo HVAC&R. “Refrigerantes: Aprovechamiento, tendencias y nuevas tecnologías.” Revista Mundo HVACR, Recuperado de: https://www.mundohvacr.com.mx/mundo/2010/09/refrigerantesaprovechamiento-tendencias-y-nuevas-tecnologias-2/, México, 2010. 8. Nasrifafar, K. & Bolland, O. “Predicting Natural Gas Dew Points from 15 Equations of State”. Energy & Fuels, Vol. 19, pp. 561-572. 2005. 9. Pino C, M. “Remoción de mercurio del gas natural”, 2010. 10. Plata, C. J. “Planta de procesamiento de Gas Natural”, UMSA, LPZ, Bolivia, 2014. 11. REPSOL YPF. “Introducción al procesamiento de LGN”. Venezuela, 2002. 12. Yi, E. Trigilio, A. Di Scipio, S. “Apliación del CO2 como refrigerante puro en un ciclo en cascada similar al proceso Phillips® para licuefacción de gas natural”, Rev. Fac. Ing. UCV vol.29 no.1. Caracas, Venezuela, 2014.
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