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DISENO DE PLANTAS PI 525
CASO ESTUDIO: EVALUACION DE PROCESOS PARA TRATAMIENTO DE GAS NATURAL
Planta
de Tratamiento de Gas Natural
El Gas Natural no asociado contiene mayormente metano. Sin embargo en yacimientos
como los de Aguaytia, Camisea y los recientes descubrimientos de Piura existen los denominados lquidos del gas natural (LGN).
En particular existen diversas fracciones de compuestos hidrocarburos del C2-C6; estos hidrocarburos son ms valiosos que el
gas combustible y por lo tanto se justifica recuperarlos.
Los LGN son hidrocarburos lquidos que se recuperan del gas
natural en Plantas de Procesamiento de Gas Natural . En ellos se incluyen el etano, propano, butanos, pentanos y componentes
mas pesados. Estos componentes existen como gases en los reservorios. Los componentes mas pesados (pentanos y ms pesados)
condensan en la superficie en los separadores y se denominan condensados de gas natural o gasolina natural. A veces es necesario
retirar estos componentes para evitar que formen hidratos.
Con muy pocas excepciones los LGN son valiosos como cargas
petroqumicas y se les recupera y vende de manera separa al gas combustible.
Las tecnologias de separacion han sido
desarrolladas en los ultimos 50 aos y entre otras son: (Tomadas de Market-Driven Evolution of Gas Processing Technologies
for NGLs by Yuv R. Mehra, Advanced Extraction Technologies, Inc.)
Proceso de Absorcion.
La absorcion con
aceite pobre es un proceso desarrollado en 1911. En el los LGN se retiran contactando el gas naturral con un solvente de hidrocarburos
(aceite). Este aceite pobre absorve los LGN en un columna de absorcion. De all resulta el aceite rico el cual es destilado
para separa los LGN. El aceite pobre es reciclado a la columna de absorcion. El proceso mas basico aun se mantiene sin embargo
ha sido mejorado para tomar los desarrollos de la tecnologia.
Se adjunta un diagrama de procesos:
En
el proceso a temperatura ambiente, el gas natural se contacta con el aceite pobre de un PM de 150 en una columna de absorcin
que opera a temperatura de aproximadamente 100F. El aceite rico sale por el fondo del absorvedor y pasa a una depropanizadora
(ROD) que separa el propano y los componentes ms ligeros. Luego el aceite rico pasa a una columna de destilacin donde los
LGN (C4+) se recuperan como producto de tope y el aceite pobre es reciclado al absorvedor. Normalmente se recupera 75 % de
los butanos y del 85-90 % de los pentanos.
Proceso de Absorcion Refrigerado
En este Proceso
el aceite pobre se enfra con un refrigerante de propano para aumentar la recuperacin del propano hasta el 90% y dependiendo
de la composicion del gas se puede recuperar hasta cerca del 40% de etano. Al reducir el PM del aceite pobre se mejora la
absorcin de los componentes ms ligeros y ya que se usa un refrigerante externo es que se utilizan aceites con PM de 100 hasta
110.
Proceso de Refrigerado
Las plantas de refrigeracion son las mas simples
de todas las plantas de procesamiento. En estas plantas el gas natural se enfria hasta 30F con un circuito externo de
propano, Los lquidos condensados son separados a baja temperatura en un separador y luego se estabilizan en un de-etanizador,
En la mayor parte de los casos el producto de topes del de-etanizador se comprime, enfra y se recicla a la entrada del corriente
de gas. El producto de fondos que contiene los LGN (C3+) se entrega a venta. Los gases que dejan el separador a baja temperatura
intercambian calor con los gases de entrada antes de ser enviado al gasoducto para su venta. Dependiendo de la composicin
y presin se tiene recuperaciones de propano en el rango del 30 al 50%.
Proceso Criogenico
Este
corresponde a un procesado moderno. En este proceso el gas se expande a travs de un turbo expansor y luego se separa por destilacin
a temperaturas criognicas. Esta particularmente situado cuando se requiere recuperar etano del gas natural. Este proceso (Diaz
et al 1997), se representa en la figura adjunta.
1- Gas-gas Heat Exchanger
2- Gas-gas Heat Exchanger
3 - Demethanizer Side Reboiler
4 - Demethanizer
Bottom Reboiler
5 - Demathanizer Product Heat Exchanger
6 - Cold Tank
7 - Turboexpander
10 - Demethanizer
11 - Air Coolers
12 - Valves
15 Compressor
Los elementos esenciales corresponden a un tanque fro (6),
turbo expansor (7) el cual esta unido a un recompresor (15), la columna de dematanizacin (10), la vlvula de expansion Jolue
Thompson (12) asi como diversos intercambiadores.
La alimentacin se divide con una porcion que es enfriada por el
gas del tope del demetanizador . El resto de la carga se enfra con el producto lquido C2-C6 que proviene del fondo del demetanizador.
Las dos corriente frias se combinan y se envan al tanque fro donde las fracciones de lquido y vapor se separan. El vapor se
expande y alimenta al demetanizador ea la altura de la mitad de la columna. Despues del intercambio de calor el gas se recomprime
hasta 1000 psig. La eficiencia del proceso es funcion de la temperatura en el tanque fro y la presin del demetanizador.
Este
proceso se controla segun:
Cuando el calor se transfiere irreversiblemente a traves de una diferencia de temperaturas
el trabajo perdido es:
Aqu T es la temperatura del fluido tibio. A temperaturas criognicas donde T es pequea
las prdidas son mayores. Para evitar prdidas en el trabajo perdido amedida que T disminuye hay que reducir el MLTD, se deben
usar de slo 6K.
Base de Diseno
Se desea disear una Planta para tratar A millones SCFD de gas natural gas a
B psig con:
Grupo 1 Grupo 2
Grupo 3 Grupo 4
A= 50000,000 A= 55000,000
A= 60000,000 A= 65000,000
B = 980 B = 960
B = 950 B = 940
Substance Mol % Substance Mol
% Substance Mol % Substance Mol %
Methane 85.0 Methane 80.0 Methane 82.0 Methane 84.0
Ethane 7.0 Ethane 8.0 Ethane
6.0 Ethane 7.0
Propane 4.0 Propane 4.0 Propane 5.0 Propane 3.0
N butano 2.5 N butano 3.5 N butano 2.0 N butano 2.5
n-pentane 1.5 n-pentane 2.5 n-pentane 2,5 n-pentane 2.0
n-hexane 0.5 n-hexane 2.0 n-hexane 1.5 n-hexane 1.5
Grupo 5 Grupo 6
Grupo 7 Grupo 8
A= 70000,000 A= 75000,000 A= 80000,000 A=
85000,000
B = 1,000 B = 990
B = 970 B = 950
Substance Mol % Substance Mol % Substance
Mol % Substance Mol %
Methane 84.0 Methane 82.0 Methane 83.0 Methane 80.0
Ethane 6.0 Ethane 6.0 Ethane 6.0 Ethane
10.0
Propane 4.0 Propane 5.0 Propane 4.0 Propane 4.0
N butano 3.5 N butano 3.0 N butano 2.0 N butano 2.5
n-pentane
2.0 n-pentane 2.5 n-pentane 2,5 n-pentane 2.0
n-hexane 0.5 n-hexane 1.5 n-hexane 2.5 n-hexane 1.5
Grupo 9 Grupo 10 Grupo
11 Grupo 12
A= 45000,000 A= 52000,000 A= 57000,000 A= 62000,000
B = 975
B = 965 B = 955
B = 945
Substance Mol % Substance Mol % Substance Mol % Substance Mol %
Methane 83.0 Methane 81.0 Methane 79.0 Methane
85.0
Ethane 5.0 Ethane 6.0 Ethane 5.0 Ethane 2.0
Propane 4.0 Propane 5.0 Propane 5.0 Propane 4.0
N butano 3.5
N butano 1.5 N butano 5.0 N butano 4.5
n-pentane 2.5 n-pentane 4.5 n-pentane 3,5 n-pentane 3.0
n-hexane 2.0 n-hexane
2.0 n-hexane 2.5 n-hexane 1.5
Grupo 13 Grupo 14 Grupo 15 Grupo 16
A= 68000,000 A= 73000,000 A= 77000,000 A= 83000,000
B = 1,005 B = 995 B = 965 B = 985
Substance Mol % Substance Mol % Substance Mol % Substance Mol %
Methane 84.0
Methane 82.0 Methane 83.0 Methane 80.0
Ethane 6.0 Ethane 8.0 Ethane 4.0 Ethane 5.0
Propane 4.0 Propane 3.5 Propane
5.0 Propane 6.0
N butano 4.0 N butano 3.5 N butano 5.0 N butano 6.0
n-pentane 1.0 n-pentane 2.0 n-pentane 1,5 n-pentane
2.0
n-hexane 1.0 n-hexane 1.0 n-hexane 1.5 n-hexane 1.0
El gasoducto se encuentra a B psig.
Se requiere:
Recuperar
el mximo GLP posible desde el punto de vista economico. Este producto tiene como caracteristicas:
% propano: minimo 40%
maximo 80%
% butano: minimo 40%, maximo 60%
% pentano: maximo 2%
% etano maximo 1%.
La gasolina natural
puede tener un % de butano de tal forma que el PVR sea menor a 10 psig.
Puede separar etano o no, depender esto de
una evalucion economica que le ser informada oportunamente.
Se requiere evaluar al menos dos tecnologas para esta
separacin.
Referencas
Cannon, R., 1997. "75 Years of Service: A Brief History of the Gas Processors Association,
1921-1997," Oil & Gas Journal Supplement, Mar. 4, 5p.
Elliot, D.G., 1997. "Technical Committee Guides Plant Design,"
Oil & Gas Journal Supplement, Mar. 4, 37p.
Tannehill, C.C., and Gibbs, J.E., 1991. "Evaluation of Hydrocarbon Liquid
Disposition," GRI Topical Report No. GRI-91/0231, 47p.
Tannehill, C.C., and Galvin, C., 1993. "Business Characteristics
of the Natural Gas Conditioning Industry," GRI Topical Report No. GRI-93/0342, 202p.
Diaz, M.S., A. Serrani, J.A. Bandoni,
and E.A. Brignole, "Automatic Design and Optimization of Natural Gas Plants," Ind. Eng. Chem. Res., 36, 2715-3724 (1997).
El informe tcnico se deber entregar en 10 semanas.
Formar grupos de 3 personas.
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