01-Proceso de Acondicionamiento GN

8/18/2019 01-Proceso de Acondicionamiento GN

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Modulo 4: Procesos del Gas Natural III

Ing. Nelson Cabrera Maráz, [email protected]

N@Plus2016

http://campus.inegas.edu.bo

TEMA: PROCESO DE ACONDICONAMIENTOParte IVa


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Agenda

‾ Introducción

‾ Gas licuado de petróleo (GLP) ‾ Poder Calorífico

‾ Riqueza del Gas Natural (GPM)

‾ Extracción de líquidos (LGN)

‾ Estabilización y Almacenamiento

‾ Deshidratación ‾ Puntos de Rocío

‾ Plantas de gas en Bolivia

Procesos de Acondicionamiento del Gas Natural


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Nomenclatura

‾ GOSP Gas-Oil Separation Plant

‾ LPG C3+C4 ‾ NGL Natural Gas Liquid

‾ GLP Gas Licuado de Petróleo

‾ GPM Galones de condensable por MPCS

‾ HHV High Heating Value

‾ PEL Planta de Extracción de líquidos ‾ GN Gas Natural

Procesos de Acondicionamiento del Gas Natural


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Componentes de Gas Natural


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El gas licuado del petróleo (GLP) es la mezcla de gases licuados

presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Los

componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales

son gases, son fáciles de licuar, de ahí su nombre. En la práctica, se

puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.

El propano y butano están presentes en el petróleo crudo y el gas

natural, aunque una parte se obtiene durante el refinado de petróleo,

sobre todo como subproducto de la destilación fraccionada catalítica

(FCC , por sus siglas en inglés Fluid Catalytic Cracking).

Gas licuado de petróleo


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El gas natural de propano y butano que pueden ser extraídos por

procesos consistentes en la reducción de la temperatura del gas

hasta que estos componentes y otros más pesados se condensen.

Los procesos usan refrigeración o turboexpansores para lograr

temperaturas menores de -40 ºC necesarias para recuperar el

propano. Subsecuentemente estos líquidos son sometidos a un

proceso de purificación usando trenes de destilación para producir

propano y butano líquido o directamente GLP.

El GLP se caracteriza por tener un poder calorífico alto y una

densidad mayor que la del aire.

GLP de gas natural


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Los usos principales del GLP son los siguientes:

• Obtenc ión de o lef inas , utilizadas para la producción denumerosos productos, entre ellos, la mayoría de los plásticos.

• Combust ib le para au tomóv i les , una de cuyas variantes es elautogás.

• Combust ib le de ref inería.

• Combust ib le domést ico (mediante garrafas o redes dedistribución).

Usos del GLP


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El poder calorífico es la cantidad de calor ideal desprendido por un

volumen de combustible, durante una combustión completa, a

presión constante. Además, se debe especificar la humedad del

combustible y si el volumen de gas es real o ideal. Esto involucra un

balance de energía a condiciones estándares de presión y

temperatura, 60°F y 14.69 psi (15.55°C y 101.325 kPa).

El poder calorífico HHV, que incluye el calor de condensación y el

poder calorífico inferior LHV, que asume que el agua permanece

en estado vapor.

Poder Calorífico del Gas


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Calculo del Poder Calorífico del Gas

hv

Ideal Net

(BTU/scf)

Hv

Ideal Gross

(BTU/scf)

Ideal Net

(BTU/scf)

Ideal Gross

(BTU/scf)

CO2 4.03 0.0 0.0 0.0000 0.0000

N2 1.44 0.0 0.0 0.0000 0.0000

C1 85.55 909.4 1010.3 777.9917 864.3117

C2 5.74 1618.7 1769.7 92.9134 101.5808

C3 1.79 2314.9 2516.1 41.4367 45.0382

iC4 0.41 3000.4 3251.9 12.3016 13.3328

nC4 0.41 3010.8 3262.3 12.3443 13.3754

iC5 0.20 3699.0 4000.9 7.3980 8.0018

nC5 0.13 3703.9 4008.9 4.8151 5.2116

C6 0.15 4403.9 4755.9 6.6059 7.1339

C7+ 0.15 5100.3 5502.5 7.6505 8.2538

H2S 0.00 586.8 637.1 0.0001 0.0001

100.00 963.4572 1066.2399

Condiciones Normales P=14.696 psia

T=60ºF

Componente

Fraccion

Molar

(%)

Valor tabla GPA-2145 Poder Calorifico


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Es conveniente medir el volumen ocupado por 1 lb-mol

de gas a una temperatura y presión de referencia, por lo

general a condiciones normales de 14.7 psia y 60°F.

El volumen normal se define como el volumen ocupado

por UNA Lb-mol de un gas ideal a condiciones normales:

379.4 lb-mol/pcn

Volumen del Gas Natural


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La riqueza del gas natural producido se mide en GPM, unidad que se

define como el contenido de líquidos de componentes C3+ presentes

en el gas natural.

El GPM significa cantidad de galones de líquidos obtenidos por el

propano y de mas pesados (C3+) por cada mil pies cúbicos de gas

natural a condiciones normales.

Mientras mayor sea el GPM del gas, éste se considera más rico, por contener mayor proporción de componentes pesados, lo cual permite

extraer mayores volúmenes de LGN.

Riqueza del Gas Natural


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379.49 ft3

2.6351

Moles

Yi x 2.6351 Mwi Tci(ºR) Pci(psia)

Poder

Calorifico

(BTU/scf)

Densidad

Liquido

(Lb/gal)

D1

Densidad

Liquido

(Gal/Lb mol)

D2

Yi*Mwi/D1 Moles * D2

CO2 4.03 0.0403 0.1062 44.010 547.87 1071.00 0.0

N2 1.44 0.0144 0.0379 28.013 227.30 493.00 0.0

C1 85.55 0.8555 2.2543 16.043 343.37 667.80 909.4

C2 5.74 0.0574 0.1513 30.070 550.09 707.00 1618.7 2.970 10.126 0.5812 1.5316

C3 1.79 0.0179 0.0472 44.097 666.01 616.30 2314.9 4.231 10.433 0.1866 0.4921

iC4 0.41 0.0041 0.0108 58.124 734.98 529.10 3000.4 4.684 12.386 0.0509 0.1338

nC4 0.41 0.0041 0.0108 58.124 765.65 550.70 3010.8 4.861 11.937 0.0490 0.1290

iC5 0.20 0.0020 0.0053 72.151 829.10 490.70 3699.0 5.261 13.860 0.0274 0.0730

nC5 0.13 0.0013 0.0034 72.151 845.70 488.60 3703.9 5.206 13.713 0.0180 0.0470

C6 0.15 0.0015 0.0040 83.178 913.70 436.90 4403.9 5.535 15.566 0.0225 0.0615

C7+ 0.15 0.0015 0.0040 147.000 1112.00 304.00 6000.0 6.424 17.468 0.0343 0.0690H2S 0.00 0.0000 0.0000 34.076 672.60 1036.00

100.00 1.0000 2.6351 0.9700 2.5371

GPM(Gal/MPCS) 2.5561 2.5371

GPM (Gal(MPCS)

Comp

P=14.696 psia

T=60ºF

Fraccion

Molar

(%)

Yi

(FraMol/100)

Valores de Tabla Valores de Tabla

Lb-Mol @ Cond. Std

(1000/379.49)---> Lb-moles x 1000 scf

Condiciones Normales

Riqueza del Gas Natural


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El p ro cesam ien to del g as consiste principalmente en acondicionar

el gas para su entrega o venta, extraer y recuperar líquidos del gas, o

ambos.

El acond ic ionamien to del gas abarca la eliminación de compuestos

ácidos o procesos de endulzamiento, de acuerdo con las

características del gas producido.

Procesamiento del Gas Natural


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Otros tratamientos del gas:

• La recuperac ión de etano e hidrocarburos licuables mediante

procesos criogénicos (uso de bajas temperaturas) para lageneración de un liquido separable por destilación fraccionada;

• La separac ión de isobu tano del n-butano,

• La recuperac ión de azufre de los gases ácidos por

endulzamiento, y

• La estab i li zac ión y almacenamiento .

Procesamiento del Gas Natural


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La recuperac ión de líqu idos invo luc ra , la separación primaria del

gas desde los líquidos libres que acompañan al gas: petróleo y/o

condensados, agua de formación.

Extracción de componentes líquidos, etano, propano y gasolinas a

través de procesos de compresión, separación a baja temperatura

y/o turbo-expansión y por ultimo, fraccionamiento de los líquidos

extraídos.

Extracción de líquidos


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El proceso de recuperación de líquidos del gas también puede ser llevado a cabo utilizando un proceso de separación por DESTILACION. Este proceso viene acompañado de un proceso deENFRIAMIENTO. La combinación de estos dos procesos da origen ala denominada PLANTA DE EXTRACCION DE LIQUIDOS.

El gas entra al sistema de enfriamiento originando una mezcla gas-liquido, la cual se separa en un separador frío.

Los hidrocarburos líquidos fluyen a una torre de destilación y el gas

sale por el tope. Si se desea recuperar etano, la columna se llamademetanizadora. Si solo se quiere recuperar propano y componentesmas pesados la torre se llama deetanizadora. Para recuperar butanos y componentes mas pesados la torre se llamadebutanizadora.



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Planta de fraccionamiento de LGN

Rich gas isseparated by gas

processing into dry

gas and NGLs. The

NGLs may be sold

to a refinery or

petrochemicalcomplex, or

separated by

fractionation into

individual

hydrocarbon

liquids.


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Planta de fraccionamiento de LGN


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En algunas ocasiones los hidrocarburos pesados son removidos para

controlar el punto de rocío del gas y para prevenir la condensación

de líquidos en la transmisión de gas por tuberías y en sistemas de

gas combustible. En este caso los líquidos son un subproducto del

procesamiento y si no existe mercado para los líquidos ellos puedenser usados como combustible.

Alternativamente, los líquidos puede ser estabilizados y vendidos

como condensado.



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Tren de Fraccionamiento – 3 productos


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Es el Proceso donde se incrementa la cantidad de componentes

intermedios (C3 a C5) y componentes pesados (C6+) en la fase

liquida.

Los componentes obtenidos por esta vía tiene un mayor valor como

liquido que como gas.

La columna estabilizadora opera a una presión reducida en el

separador frío y tiene un rehervidor que genera un producto con una

presión de vapor establecida.

Después de la estabilización, el producto se enfría y es enviado a

almacenamiento.

Estabilización


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Las instalaciones para el almacenaje de fracciones livianas y líquidosvolátiles inflamables como etileno, butadieno, propileno, líquidos delgas natural y otros, representan una de las áreas de mas alto riesgode una refinería o una planta de gas.

Si estos materiales no se almacenan a presión o con refrigeración,se generaría un gran volumen de vapores que resultarían enperdidas de producto valioso así como en contaminación ambiental.

El Gas Licuado se debe mantener en su punto de ebullición o por debajo. Es posible utilizar la refrigeración, pero la practica habitualconsiste en el enfriamiento por evaporación. La cantidad de liquidoevaporado se minimiza mediante aislamiento. El vapor se descarga ala atmósfera, comprimirse y volverse a licuar o utilizarse.

Almacenamiento de líquidos


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DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL


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Extracción Recolección Separación

Tratamiento

Crudo

Compresión

Gas

Almacenaje

Medición

Y Bombeo

Tratamiento

Del Gas

ProcesoDel Gas

Operaciones


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Planta de Procesamiento de Gas.


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PLANTA DESHIDRATADORA


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Requerimientos para el transporte :

• Punto de Rocío de HC: -4 °C a 800 psia

• PCS: 995 – 1046 BTU/ft3

• CO2: 2 % molar

• Inertes totales: 4 % molar

• H2S: 3 mg/ m3 o 2.1 ppm

• H2O: 4 lb / MMft3 o 85 ppm• O2: 0.2 % molar

• Partículas sólidas: 1.4 lb / MMft3

PLANTAS DESHIDRATADORAS:


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Requerimientos para el transporte:

Partículas liquidas: 2,8 lt/ MMft3

Libre de arena, polvo, gomas, aceites, etc.

La medición del contenido de agua esta estandarizadapor ASTM D – 1142.

4 lb de agua / MMft3

PLANTAS DESHIDRATADORAS:


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El vapor de agua asociado al gas natural, es uno de los

contaminantes más comunes en el gas dado por los inconvenientes

que puede ocasionar tanto en procesos posteriores a los que pudiere

estar sometido, como para su transporte a áreas de tratamiento yconsumo. Bajo condiciones normales de producción, el gas natural

está saturado con agua.

Por los incrementos de presión o reducción de temperatura el agua

en el gas natural se condensa y se forma en agua liquida.

Deshidratación del gas natural


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Cuando el agua libre se combina con las moléculas de gas (metano,

etano, propano, etc.), esta forma hidratos sólidos el cual puede

taponar válvulas, equipos y algunas líneas de gas.

La presencia de agua líquida puede incrementar la corrosividad del

gas natural, especialmente cuando el gas contiene H2S y CO2. Sin

embargo el contenido de agua en el gas natural puede ser reducido

para evitar la formación de hidratos y reducir la corrosión en tuberías

antes que sea transportado.

Deshidratación del gas natural


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Si el agua acumulada es producto de la condensación de su fase

vapor y es llamada “agua fresca”.

Si contiene minerales, cloruros de calcio, sodio y magnesio se

caracteriza por tener un sabor amargo y es una indicación de que se

ha producido un poco de agua de formación.

DESHIDRATACION del gas natural …


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Las principales dificultades causadas por la humedad se

clasifican en:

Formación de hidratos de gas, que taponan las líneas y

los mecanismos de control de presión.

Acumulación de agua liquida en los gasoductos que

reduce efectivamente el diámetro y la capacidad de

transmisión.

Corrosión interna de tubería, accesorios, equipos de

producción, etc.

El control apropiado del contenido de humedad es la solución

mas simple y económica para estos problemas, lo que da origen

al desarrollo del proceso de deshidratación.



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El tratamiento del gas natural mas aplicado por la industria esconocido como deshidratación y consiste en remover agua presenteen el gas.

Una deshidratación efectiva previene la formación de hidratos de gas

y la acumulación de agua en los sistemas de transmisión.

El hidrogeno y nitrógeno son gases inertes que afectan el poder calorífico del gas. El anhídrido carbónico (CO2) y el sulfuro dehidrogeno, forman ácidos o soluciones acidas en presencia del agua

contenida en el gas.

El contaminante al que hay que prestarle suma importancia es el AGUA, siempre presente en el gas proveniente del yacimiento, yaque produce corrosión y formación de hidratos.



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La deshidratación del gas natural se define como el proceso de

remover el vapor de agua que esta asociado al gas.

Para lograr la deshidratación se disponen de varios métodosoperacionales entre los cuales el mas usado es el tratamiento del

gas con glicol o proceso de absorción.

En este proceso se usa un liquido higroscópico para remover el

vapor de agua del gas, los líquidos que se usan son el dietilenglicol y trietilen glicol.

DESHIDRATACION del gas natural


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Definición

El pun to de ro cío o tem peratu ra de ro cío es la temperatura a la

que empieza a condensarse el vapor de agua contenido en el aire,

produciendo rocío, neblina o, en caso de que la temperatura sea lo

suficientemente baja.

El Pun to d e Rocío de Hidro carb uros (HCDP ): Es la temperatura a

la cual empieza a aparecer liquido condensado de hidrocarburos. No

hay condensación a temperaturas superiores al punto de rocío.

Cuando la temperatura cae por debajo del punto de rocío, cada vezse forma mas liquido condensado.

Lo s pun tos de rocío de hidro carburo s depend en de la

composición del gas natural y de la presión.

Punto de Rocío (Dew Point)


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ISO14532: HCDP como “la temperatura por encima de la cual no

ocurre ninguna condensación de hidrocarburo detectable a una

presión especificada”.

API 14.1: Temperatura en la cual los condensados de

hidrocarburos comienza primero a formar un deposito visible de

gotas en la superficie, cuando el gas se enfría a una presión

constante.

Punto de Rocío de Hidrocarburos.

El punto de rocío se define como las condiciones de presión y

temperatura donde el fluido se encuentra en estado gaseoso

con una cantidad infinitesimal de liquido en equilibrio.


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Temperatu ra Cricon den térm ica : Es la temperatura de rocío masalta encontrada en una curva de equilibrio liquido-vapor para un gasde composición especifica en un rango de presiones.

Curva de equilibrio Liquido-Vapor típica para GN


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Preven ir h id ratos y condensados :

Formaciones de cristales sólidos y líquidos que limitan los gasoductos

y dañan los compresores y válvulas

L im itar la co r ros ión de las líneas :

El agua en exceso lleva a fugas y fatigas del caño

Lograr requer im ien tos de supercalen tamien to :

Especificaciones de gas combustible para plantas termoeléctricas de

turbinas a gas.

Importancia de la medición del HCDP y WDP


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Medición de calidad de gas en puntos de transferencia de custodia

Defin ición de lo s p arámetros de calidad del HCDP y WDP en los

contratos de venta

Especi fic aciones típ icas para la transmisión de gas

Contratos de prov isión por medio de interconexión de gasoductos

(desregulación, introducción de practicas competitivas en la provisión

y minoreo de gas)

Alm acenamiento y comercial ización de gas (alm. Subterráneo

para la provisión futura de gas)

Generac ión eléctr ic a por turbina de gas

Aplicaciones de DewPoint HC


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Aplicaciones de DewPoint HC

Ejemplo s CONTRATOS GSAs entre Bol iv ia - Brasi l y

Bol iv ia - Argent ina

Parte de la cláusu la del co n trato YPFB - ENARSA


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En el gas natural se hace distinción de los puntos de rocío de agua

(WDP) y de los Hidrocarburos (HCDP)

El gas natural contiene hidrocarburos líquidos de amplio rango de peso

molecular, encontrándose en menor proporción los mas pesados.

El compuesto mas pesado es el primero en condensar y es el que defineel punto de rocío del gas.

El HCDP es un parámetro importante de calidad del gas, indica la

temperatura y la presión a la cual los hidrocarburos que conforman la

mezcla del gas natural empiezan a cambiar de fase gaseosa a liquida.

Los condensados representan perdidas de gas que causan errores en la

determinación de flujos volumétricos, poder calorífico y otros cálculos de

propiedades que se hacen en las mediciones de transferencia de

custodia.

Los líquidos causan problemas serios tanto en tubería como en equipos

de proceso que el gas alimenta (turbinas de motores a gas).

Aspectos Claves del HCDP


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Métodos para establecer la calidad de gas natural con respecto al

contenido de líquidos:

Definición del máxim o co ntenid o de compuestos C5+ o C6+:

GPM (Galones de liquido MPCS) Porcentaje molar

Especif icaciones d el HCDP

Estableciendo una máxima temperatura de HCDP a la

presión de operación

Determinación de la temperatura cricondentérmica

Especificaciones para el HCDP


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El punto de rocío se especifica como una temperatura máxima a

una presión seleccionada.

Un valor típ ico es 15 ° F a 800 ps ia.

Este valor de presión se

selecciona porque generalmente está cerca de la temperatura

cricondentérmica para el gas de venta.

La razón para el valor 15 ° F es para asegurar que no se formen

hidrocarburos líquidos en la tubería, cuando la línea se enfría a latemperatura de la tierra, o cuando hay enfriamiento debido a

expansión.

Especificaciones para el HCDP


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Para alcanzar la especificación de HCDP, es necesario tratar el gaspara remover prácticamente todos los hidrocarburos pesados de lamezcla.

Procesos disponibles:

- Ciclo corto de adsorción

- Refrigeración

- Absorción con aceite pobre- Turbo-expansión o expansión criogénica

Procesos de Reducción de HCDP


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La selección de uno de estos procesos para una aplicación

especifica depende de:

composición del gas,

caudal de flujo de gas,

presiones de entrada y salida del gas,

economía de la extracción del GLP,

eficiencias de recuperación de los productos, economía de la recuperación del etano.

Procesos de Reducción de HCDP


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Plantas de Gas en Bolivia


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Plantas de Gas en Bolivia


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