FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN Titulo: Analsis de los Procesos de gas natural de planta carrasco
Autor:Alexander Monrroy Nina Fecha: 23/11/2018 Código de estudiante: 201307889 Carrera: Ing Gas y Petroleo natural” Asignatura: Diplomado “Procesamiento de gas natural” Grupo:A Docente: Ing. Oscar Pablo Chambi Mamani Subsede: la paz
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INDICE Introduccion.................................................................. ........................................................................................... ............................................... ...................... 7 1.antecedentes.................................................................. .......................................................................................... .......................................... ................. 8 1.1. Antecedentes A ntecedentes de la planta carrasco. ................................................ ................................................................. ................. 8 1.1.1. Generalidades de los campos productores del campo carrasco ................. 10 1.1.2. Instalaciones de la planta carrasco ................................................... .............................................................. ........... 10 1.1.3. Empresas de servicios ................................................. ........................................................................... ................................ ...... 11 1.4. Objetivos. ................................................. ........................................................................... .................................................... .................................13 .......13 1.4.1. Objetivo general ................................................... ............................................................................ ........................................ ............... 13 1.4.2. Objetivo espesifico ................................................... ............................................................................ .................................... ........... 13 Capitulo II marco ma rco teorico. .................................................................. ...........................................................................................14 .........................14 2.1. Gas natural y sus propiedades. pr opiedades. ...................................... ............................................................... ................................ ....... 14 2.2. Procesamiento Proce samiento de gas natural n atural ........................................ .................................................................. ................................ ...... 15 2.2.1. Medición del flujo en la boca de pozo .................................................... ...................................................... .. 17 2.2.2. Eliminación del agua libre ............................................................. ........................................................................ ........... 17 2.2.3. Inyección de agua ............................................ ...................................................................... ........................................ .............. 17 2.2.4. Tratamiento de la amina................................................... ........................................................................... ........................ 17 2.2.5. Deshidratación del gas ................................................. ........................................................................... ............................ .. 17 2.2.6. Captura de d e los líquidos del gas natural na tural ............................ .................................................... ........................ 17 2.2.7. Medición del flujo de los compresores ..................................................... ..................................................... 18 2.3. Composición del gas natural................................................... .......................................................................... ........................ 18 2.3.1. Clasificaion por su origen. ........................... .................................................... ............................................. .................... 18 2.4. Clasificación por composición................................................. ......................................................................... ........................ 19 2.5. Requerimientos para el procesamiento de gas natural ................................... ................................... 19 2.6. Composicion del gas natural antes de ser se r procesado. ................................... ................................... 21 Capítulo III marco práctico ................................................................ .........................................................................................22 .........................22 3.1. Proceso productivo de la planta carrasco ................................................ ....................................................... ....... 22 3.1.2. Diagrama de d e bloques y proceso de la planta carrasco carra sco............................. ............................. 22 3.1.3. Caracterización de la producción de la planta carrasco .......................... .......................... 25 3.1.4. Proceso Pro ceso productivo del gas. ga s. ................................................. ..................................................................... .................... 25
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3.1.5. Proceso productivo de d e condensado y gasolina natural. ........................... ........................... 25 3.2. Sistema de recolección (pozos y colectores) ................................................ .................................................. .. 26 3.2.1. Equipos superficiales de producción ................................................. ........................................................ ....... 28 3.3. Etapas del procesamiento pr ocesamiento de gas natural. ................................................ ...................................................... ...... 29 3.3.1. Sistemas de separación ................................... ............................................................ ........................................ ............... 29 3.3.2. Sistema de remoción de co2, planta de amina ............................. ........................................ ........... 32 3.3.3. Sistema de deshidratación, planta de d e glicol ........................................... ............................................. .. 37 3.3.5. Análisis del sistema .................................................. ............................................................................ ................................ ...... 43 3.3.6. Sistema de deshidratación des hidratación por po r sólidos ................................................... ..................................................... .. 43 3.3.7. Procesos de adsorción. ................................................ .......................................................................... ............................ .. 44 3.3.8.. Ciclo de adsorción. .................................................. ............................................................................ ................................ ...... 46 3.3.9. Ciclo de regeneracion. regener acion. ......................................................... ............................................................................. .................... 46 3.3.9. Proceso de fraccionamiento. ................................................ .................................................................... .................... 49 3.3.10. Planta criogénica – carrasco.- .................................... ............................................................. ............................ ... 50 Calculos .................................................. ............................................................................ .................................................... .........................................52 ...............52 Conclusiones..................................................................... .............................................................................................. ........................................ ............... 66 Anexos ................................................ ......................................................................... ................................................... ..............................................67 ....................67
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Figuras figura1. Mapa direccional de la planta, desde la ciudad ciud ad de santa cruz. ....................................... 9 figura 2. Instalaciones de la planta carrasco .............................................. ................................ 11 figura 3. Sistema de procesamiento del gas natural. .......................................... ....................... 16 figura 4 simbologia del los preoceso del gas natural. ................................................... ............. 16 figura 5. Sistema de procesamiento de la planta carrasco para el gas natural ........................... 23 figura 6. Proceso de separación de la planta carrasco .............................................................. 31 figura 7 . Sistema S istema de remoción de co2, planta de d e amina ........................................................... 35 tabla 7 característica propósitos de sistema de remoción de co2 ........................................ ...... 36 figura 8: planta de endulzamiento del gas natural del campo carrasco con dietanolamina (dea). ................................................................................................. .................................................. 67 figura 9: composición compo sición del gas natural del campo carrasco .................................................. ...... 68 figura 10: condiciones de operación d el gas natural del campo carrasco.................................. ca rrasco.................................. 68 figura 11: propiedades propiedad es del gas natural del campo carrasco ................................................. ...... 69 figura 11: composición del solvente ................................................. ......................................... 69 figura 12: condiciones de d e operación del d el solvente (dea) ..................................... ....................... 70 figura 13: propiedades del solvente (dea) .................................................. ................................ 70 figura 14: torre absorbedora ......................... ...................................................... ............................................................................. ....................... 71 figura 15: condiciones de d e operación de d e la torre absorbedora. ................................................... 71 figura 16: composición de d e salida del gas (gas dulce) ................................................... ............. 72 figura 17: condiciones de d e operación de d e la corriente de gas tratado (gas dulce) dulc e) ........................ 72 figura 18: condiciones co ndiciones de salida del solvente (dea rica) ........................................................ ............................................................ .... 73 figura 19: composición de d e salida del solvente (dea rica) .......................... ................................ 73 figura 20: intercambiador de calor del solvente ................................................. ....................... 74 figura 21: condiciones del d el intercambiador de calor del solvente .............................................. 74 figura 22: torre regeneradora del solvente (dea) ................................................. ....................... 75 figura 23: condiciones de operación d e la torre regeeradora del solvente ......... ....................... 75 figura 24: condiciones co ndiciones de la salida de la corriente de impurezas (gas acido) ............................ 76 figura 25: planta de endulzamiento endulz amiento carrasco con sulfinol ................................................... ...... 76 figura 26: torre de absorción................ ...................................................... ...................................................................................... ................................ 77 figura 27: condiciones de d e operación de d e la torre de absorción. .................................................. 77 figura 28: condiciones co ndiciones de la corriente de gas tratado (gas dulce) .............................................. 78 figura 29: condiciones co ndiciones de operación del gas tratado (gas dulce) ............................................... 78
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figura 31: condiciones de operación de la torre regeneradora ............................................. ...... 79
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TABLAS Tabla 1. Compocision de gas natural. ....................................................................... 18 Tabla 2. Produccuion priomedio de la planta carrasco...............................................26 Tabla 3. Estado actual de los pozos de los pozos de campo carrasco ......................27 Tabla 6 caracteristicas de un separador ....................................................................30 Tabla 7 característica propósitos de Sistema de remoción de co2 ............................36 Tabla 8 : composición del gas natural producido por el .............................................52 tabla 9 : calculo del peso molecular del gas natural ...................................................53 tabla 10: condiciones pseudocriticas del gas natural del............................................54 tabla 11: costos de los equipos adquiridos puestos en planta ...................................65
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INTRODUCCION Este capítulo cuenta con el desarrollo de los diferentes procesos por los cuales pasa en gas natural de la “Planta Procesadora de Gas – Carrasco”, esta es una planta que recibe la producción de tres campos, los cuales
producen específicamente
Gas/Condensado; estos son El Campo Carrasco, Kanata y Bulo Bulo, este último actualmente cuenta con pozos recientemente perforados y que serán explotados por Chaco; estos tres campos respectivamente se encuentran ubicados en el Bloque Chimore I, en el departamento de Cochabamba. En la Planta se desarrollan procesos para la obtención de gas natural residual o seco y productos terminados, tales como el GLP, gasolina natural y condensado, todos estos a partir del gas rico que se extrae de los yacimientos e xistentes en estos campos. A continuación, veremos la información teórica y técnica en el Proceso Productivo como de las operaciones que se llevan a cabo dentro de sus instalaciones.
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1.ANTECEDENTES. 1.1. Antecedentes de la planta carrasco. La Planta Procesadora de Gas Carrasco se encuentra ubicada en la Provincia del mismo nombre del departamento de Cochabamba, en la región tropical del departamento (conocida como el “Chapare”), a 174 Km. al Este de la ciudad de
Cochabamba y a 230 Km. de la ciudad de Santa Cruz. La parte central del campo se encuentra aproximadamente a una altura de 320 m sobre el nivel del mar y a una presión atmosférica de 14.05 PSI. La Planta se encuentra a 7 Km. del pueblo de Entre Ríos por donde pasa la carretera asfaltada. El acceso a la Planta está habilitado todo el año, mediante un camino ripiado que se desprende de la carretera asfaltada que une el departamento de Santa Cruz con el departamento de Cochabamba. Por otro lado, el campamento también se encuentra ubicado dentro de la misma planta, pero distribuido adecuadamente para el descanso de los operadores y trabajadores, este cuenta con los servicios básicos y también con sectores para recreación.
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Figura1. Mapa direccional de la Planta, desde la ciudad de Santa Cruz.
Fuente : https://es.scribd.com/doc/131486845/2-Planta-Carrasco
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1.1.1. Generalidades de los campos productores del Campo carrasco El campo carrasco fue descubierto en 1991, mediante la perforación del pozo exploratorio CRC-X1, que alcanzo la profundidad de 4770 m. Habiéndose comprobado la existencia de formaciones que contienen importantes volúmenes de gas y condensado, en las formaciones Devónico, se perforaron nuevos pozos. Inicialmente se explotó por agotamiento natural. A partir del 2.002 se inyecta gas a la formación. Se perforaron 12 pozos, 11 productores de petróleo y uno como Inyector de Agua de formación, muchos de ellos se ahogaron por elevado corte de agua de formación y actualmente se encuentran cerrados o intervenidos. La profundidad med ia es 4750 m. Formaciones productoras: Roboré I y II, Petaca y Yantata. Actualmente producen el CRC-7 y CRC-11.También se tiene el campo Carrasco Foot Wall, en este campo se tienen los siguientes pozos: CRC FW-1, CRC FW-2 y CRC FW-3 los cuales presentan daño a la formación debido a varias operaciones de reacondicionamiento (PerforacionTerminación); Inyector de agua: CRC-2 y CRC-12W. La producción media actual es, petróleo: 526 BPD, Gas: 9.5 MMPCD, Agua: 491 BPD. En la era de Y.P.F.B. se perforaron 10 pozos; de los cuales al pasar a manos de Chaco después de la Capitalización se encontraban 3 cerrados y 7 en producción de las formaciones Devonico, arenisca Robore I, Robore II y Yantata.
1.1.2. Instalaciones de la planta carrasco Dentro de la Instalaciones, la planta dispone de 2 campamentos: aproximadamente a 300 m. se encuentra el Campamento Nº 1, donde se hospedan el personal de YPFB CHACO y TRANSREDES, allí se encuentra el Comedor, Sanidad, Portería, Salas de Recreación y deportes. El Campamento Nº 2 se encuentra próximo a la Planta, en el límite nor-este en el cual se hospedan personal de COBEE, Visitantes y personal de YPFB CHACO, el mismo presenta una Sala de Recreación. La Planta de Procesos esta instalada en la parte más alta (topográficamente) del campo, en un área aproximadamente de 22.000 m.²; la planta de amina esta ubicada en el área sur-este de la misma planta.
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Se incluye en éstas instalaciones la Planta Criogénica, Planta de Amina, Sistemas de Separación, Sistemas de Colección, Sistemas de Deshidratación, Sistemas de Compresión de Gas Residual, para al Gasoducto y a Pozos Inyectores, Sistemas de Almacenamiento de condensado y otros sistemas auxiliares para un buen procesamiento del gas natural. En la parte oeste se tiene el Área de Almacenamiento y Carguío de GLP a cisternas. Son 14 tanques horizontales, de 100 MC cada uno. Al Sur se tiene el Slug Catcher de Bulo Bulo, además de los tanques de almacenamiento y bomba de inyección de agua de formación al Pozo CRC-12W.
Figura 2. Instalaciones de la planta carrasco
Fuente: https://es.scribd.com/doc/131486845/2-Planta-Carrasco
1.1.3. Empresas de servicios Dentro de las instalaciones se encuentran operando otras Empresas, con personal, equipo e instalaciones propias, una de estas empresas es YPFB TRANSPORTES la cual se encarga de recibir el gas residual y el condensado que produce y procesa
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YPFB Chaco y que inyecta al gasoducto de Alta, para que YPFB TRANSPORTES se encargue de transportar el Gas al Brasil(en el caso del gas seco) y por otro lado el Condensado y la Gasolina Natural procesado y estabilizado por YPFB Chaco, es entregado también para su posterior bombeo a Santa Cruz (Refinería de Palmasola). Existe también operando en las Instalaciones de la Planta Carrasco; la Planta Termoeléctrica la cual recibe parte del gas residual que procesa Chaco.
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1.4. OBJETIVOS. 1.4.1. Objetivo general Realizar un estudio detallado sobre el procesamiento de gas natural en la planta carrasco.
1.4.2. Objetivo espesifico
Mediante recopilación de datos proporcionar conceptos claros sobre los distintos procesos del gas natural.
Describir los distintos procesos por los que pasa en gas natural antes de su comercialización.
Verificar las condiciones actuales de la planta de procesamiento de gas natural del campo carrasco, mediante datos tomados, fotografías de cada equipo de la planta.
Recopilar información técnica para conocer el estado de la planta carrasco, así también realizar el análisis de las propiedades físico-químicas a partir de la cromatografía del campo carrasco, con su respectiva evaluación y corrección por impurezas. Además del cálculo de cantidad de amina y eliminación del dióxido de carbono, calculados con sus respectivas ecuaciones.
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CAPITULO II MARCO TEORICO. 2.1. Gas Natural y sus Propiedades. Un gas se define como un fluido homogéneo de baja viscosidad y densidad que no tiene un volumen definido, pero se expande hasta llenar completamente el recipiente que lo contiene. En general, el gas natural es una mezcla de hidrocarburos y no hidrocarburos. Los hidrocarburos gaseosos que normalmente se encuentran en el gas natural son metanos, etanos, propanos, butanos, pentanos y pequeñas cantidades de hexanos y más pesados. Los componentes gaseosos no hidrocarburos (impurezas) incluyen principalmente al dióxido de carbono, sulfuro de nitrógeno, nitrógeno y agua. (AHMED, 1946) El conocimiento de las relaciones entre presión, volumen y temperatura (PVT) además de otras propiedades físicas y químicas de los gases, son esenciales para el diseño de los equipos de tratamiento de gas natural. Estas propiedades incluyen: Peso molecular • Factor de compresibilidad (Z) • Densidad o volumen específico • Gravedad especifica • Coeficiente de compresibilidad isotérmica • Factor volumétrico del gas • Factor de expansión del gas • Viscosidad •
Las propiedades mencionadas se pueden obtener a partir de mediciones directas de laboratorio o por predicción generalizada de expresiones matemáticas. La industria de los hidrocarburos es compleja y altamente técnica, y en consecuencia, se requieren profesionales y técnicos con pe rmanente capacitación en las diferentes áreas de la cadena hidrocarburifera. Entre estas instalaciones se tienen los separadores de fases, tanques de almacenamiento, sistemas de purificación, líneas de flujo y sistemas de bombeo y
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compresión del petróleo o el gas natural. Todo esto con el objetivo de llevar el crudo o gas a condiciones especificas en las cuales se pueda comercializar o distribuir.
2.2. Procesamiento de gas natural El procesamiento del gas natural empieza en la boca de pozo “wellhead” e incluye todos los procesos necesarios para la purificación del gas natural. La composición del gas natural explorado 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. Los pasos del proceso de purificación del gas natural van de la separación al tratamiento del gas amargo, a la deshidratación del gas, a la captura de los líquidos del gas natural, hasta la compresión final en la red de tuberías del gas. Para monitorear y controlar estos procesos, los flujómetros y su funcionamiento preciso y fiable constituyen un punto crítico. El propósito del curso es formar profesionales de alto nivel, con una visión amplia e integral de los diferentes eslabones de la cadena de valor del gas natural, desde la exploración, producción y desarrollo de los yacimientos, hasta su comercialización a efectos de responder a las exigencias del mercado y gestionar la solución de problemas inherentes a este proceso desde su disciplina de formación. Se enfoca en dar a conocer lo concerniente al gas natural, su composición y como se comportan las mezclas de hidrocarburos en las instalaciones de superficie durante su procesamiento, sin perder de vista el comportamiento de los fluidos desde el yacimiento hasta su destino final.
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Figura 3. Sistema de procesamiento del gas natural.
Fuente: https://composicion.del.gas.natural.diapositivas
Figura 4 simbologia del los preoceso del gas natural.
Fuente: https://composicion.del.gas.natural.diapositivas
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2.2.1. Medición del flujo en la boca de pozo Las líneas de recolección típicas de boca de pozo “wellhead” transportan gas natural en condiciones fuertemente variables – que varían de un producto seco o húmedo, que contiene agua, H2S, CO2, e hidrocarburos líquidos que contienen partículas en una amplia gama de flujos y presiones.
2.2.2. Eliminación del agua libre Además del gas natural y de los gases licuados / hidrocarburos, en muchos casos de la boca de pozo salen cantidades considerables de agua. La información acerca de estos volúmenes de agua producida contiene datos preciosos sobre la naturaleza de un pozo.
2.2.3. Inyección de agua La inyección de agua es una forma común para extender la vida útil de los yacimientos a través de una gestión inteligente de los pozos. Para aumentar la presión del yacimiento y mejorar la tasa de producción, se inyec ta agua en el pozo “water inyection
2.2.4. Tratamiento de la amina Las plantas de tratamiento de la amina “amine treatment” remueven el CO2 y el H2S
del gas natural. El gas amargo o ácido es muy corrosivo y causa frecuentes fallas de los flujómetros sumergidos o requiere medidas muy costosas para soportar las condiciones duras.
2.2.5. Deshidratación del gas La deshidratación del gas “gas dehydration” se realiza en torres de secado que
funcionan con glicol higroscópico. Una circulación adecuada del glicol y la concentración del glicol mismo son dos de los factores más importantes para obtener una sequedad adecuada del gas.
2.2.6. Captura de los líquidos del gas natural Los gases naturales líquidos, como el propano y el butano, se recuperan con el uso de plantas Joule-Thomson o criogénicas.
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2.2.7. Medición del flujo de los compresores La medición del flujo en el funcionamiento de los compresores es un factor crítico para el equilibro adecuado de los mismos, para notar los posibles problemas de sobrecarga antes de que se presenten y para monitorear la eficiencia y las prestaciones de los compresores.
2.3. Composición del gas natural. El gas natural, es un compuesto químico en cuya composición se presentan moléculas de hidrocarburos, formadas por átomos de carbono e hidrógeno y, por otras, en pequeñas proporciones de óxidos de nitrógeno, dióxido de carbono y compuestos sulfurosos, todos estos componentes se presentan en estado gaseoso. En Bolivia, el gas natural que se produce se encuentra libre de compuestos sulfurosos, por esto es conocido como “gas dulce”.
2.3.1. Clasificaion por su origen. a) Gas asociado. Es el que se extrae junto con el petroleo y contineen grandes cantidades de hidricarburos como metano propano propano.
b) Gas no asociado. Es el que se encuentra en depositos que no tiene petroleo crudo
Tabla 1. Compocision de gas natural.
Fuente: https://composicion.del.gas.natural.diapositivas
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2.4. Clasificación por composición Gas amargo: Contiene derivados del azufre (ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros) Gas dulce: Libre de derivados del azufre, se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo utilizando solventes químicos o físicos, o adsorbentes a) Clasificación por composición
Gas húmedo: Contiene cantidades importante de hidrocarburos más pesados que el metano, es el gas asociado Gas seco: Contiene cantidades menores de otro hidrocarburos, es el gas no asociado
2.5. Requerimientos para el procesamiento de gas natural Los parámetros (estándares) que definen la calidad del gas natural son:
Composición molecular
Poder calorífico superior
Poder calorífico inferior
Densidad
Índice de wobbe.
Etapa 1 – Remoción de Condensados y agua Remoción de condensados y agua líquida Los condensados son llamados también gasolina natural, porque se compone de hidrocarburos cuyo punto de ebullición está en el rango de la gasolina Su composición puede ser: H2S Mercaptanos CO2 Alcanos (de entre 2 y 12 átomos de carbono) Ciclohexano (C6H12) Aromáticos (benceno, tolueno, xileno, etilbenceno) Los condensados se envían usualmente a una refinería de petróleo y el agua desecha
Etapa 2 – Endulzamiento El endulzamiento se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del GN, se llama así porque se remueven los olores amargos y sucios) Se llaman gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos Existen varios procesos: Tratamiento de gas con aminas Proceso Benfield Unidad PSA Los productos de éste proceso, son gas dulce húmedo y gases ácidosTratamiento con aminas
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Etapa 3 – Recuperación del azufre El gas ácido compuesto de H2S y CO2 proveniente del proceso de endulzamiento, se envía a una unidad de recuperación de azufre En esta unidad alrededor de entre 90 y 97% del H2S contenido en el gas, es convertido en azufre elemental o en ácido sulfúrico El proceso Claus es el más común para recuperar azufre El proceso de contacto y el proceso WPA se utilizan para recuperar ácido sulfúrico Limpieza del gas de residual El gas producto de la unidad recuperadora de azufre, contiene de un 3 a un 10% de H2S Existen varios procesos que continúan la recuperación de azufre y envían el resto de vuelta a la unidad recuperadora de azufre: Proceso Scot Proceso Clauspol Son procesos derivaos del Proceso Claus que ayudan a recuperar más azufre. ncinerador El gas producto de los procesos anteriores de limpieza, aún contiene entre 0.3 y 1% de H2S Se envía a una unidad incineradora para convertirlo en SO2 que es menos contaminante Este incinerador es indispensable en toda planta de endulzamiento
Etapa 4 – Deshidratación y remoción de mercurio Se remueve el vapor de agua mediante alguno de los siguientes procesos: Unidad de glicol – Liquido disecante que adsorbe el agua por contacto, usualmente trietilen glicol Unidad PSA – Se utiliza un adsorbente sólido, como la zeolita que es un silicato de aluminio Remoción de mercurio La remoción del mercurio se lleva a cabo mediante: Carbón activado Tamiz molecular Es un material que contiene poros pequeños de tamaño preciso y uniforme, usado como agente adsorbente, funciona como un filtro pero que opera a nivel molecular atrapando el mercurio, que es venenoso y perjudicial para las tuberías de aluminio.
Etapa 5 – Rechazo de nitrógeno Existen tres métodos básicos para remover el nitrógeno del gas natural: Destilación criogénica Adsorción Separación por membranas El más común es la destilación criogénicaProceso criogénico
Etapa 5 – Recuperación de los líquidos del GN Se utiliza otra destilación criogénica, para obtener: Etano Propano Isobutano n-Butano Pentanos
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2.6. Composicion del gas natural antes de ser procesado. a) Gas
natural.- El gas natural es un hidrocarburo formado principalmente por
metano, aunque también suele contener una proporción variable de nitrógeno, etano, CO2, H2O, butano, propano, mercaptanos y trazas de hidrocarburos más pesados.
b) Gas margo.- Gas natural que contiene cantidades significativas de ácido sulfhídrico. El gas amargo se trata usualmente con trietanolamina para remover los elementos indeseables.
c) Gas seco.- gas seco. Gas natural que existe en ausencia de condensado o hidrocarburos líquidos, o gas del que se han eliminado los hidrocarburos condensables. ... Gasproducido en un pozo que produce una cantidad escasa o nula de condensado o fluidos de yacimiento
d) Gas asociado.- El gas asociado es el que se extrae junto con el petróleo crudo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos como etano, propano, butano y naftas. El gas noasociado es
el
que
se
encuentra
en
depósitos
que
contienen
únicamente gasnatural.
e) Gas asociado libre: Es el gas natural que sobreyace y está en contacto con el aceite crudo en el yacimiento. Puede corresponder al gas del casquete. Gas asociado en solución o disuelto: Gas natu- ral disuelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo las condiciones de presión y de temperatura
f) gas húmedo.- Gas natural que contiene menos metano (normalmente menos de 85% de metano), y más etano y otros hidrocarburos más complejos. Gas natural que contiene una cantidad significativa de hidrocarburos pesados. El propano, el butano y otros hidrocarburos líquidos se pueden licuar.
g) Gas acido.- Gas que puede formar soluciones ácidas cuando se mezcla con agua. Los gases ácidos más comunes son el ácido sulfhídrico [H 2S] y el dióxido de carbono [CO2]. Ambos gases producen corrosión; el ácido sulfhídrico es extremadamente venenoso. Los gases de ácido sulfhídrico y dióxido de carbono se obtienen después de un proceso de dulcificación aplicado a un gas agrio.
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CAPÍTULO III MARCO PRÁCTICO 3.1. Proceso productivo de la planta carrasco. La planta procesadora de gas natural Carrasco tiene una capacidad para procesar 80 MMSCFD, la cual cuenta con los siguientes Sistemas de producción y procesamiento de gas natural.
Sistemas de Recolección
Sistema de Separación
Sistema de Remoción de CO2 ( Planta de Amina)
Sistema de Deshidratación por Glicol
Sistema de Deshidratación por Cribas Moleculares.
Sistema de Fraccionamiento Planta Criogénica (Turbo Expansor)
Sistema de Almacenamiento y Entrega de Productos
Sistema de Estabilización de Condensado
Sistema de Inyección de Agua
Sistema de Inyección de Gas
3.1.2. Diagrama de bloques y proceso de la planta carrasco A continuación, tenemos dos diagramas, el primero muestra en bloques que muestra el proceso completo en la planta procesadora de gas y el otro que muestra un plano de las instalaciones y equipos con las que cuenta la planta procesadora.
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Figura 5. sistema de procesamiento de la planta carrasco para el gas natural
SLUG CATCHER A T A N A K
O L U B O L U B
O C S A R R A C
RECOLECTOR
SEPARACIÓN DE BAJA
SEPARACIÓN DE ALTA
PLANTA DE AMINA
ESTABILIZACIÓN CONDENSADO COMPRESIÓN DE BAJA
DEETANIZADORA
SISTEMAS DE DESHIDRATACIÓN
SISTEMA CRIOGÉNICO
COMPRESIÓN ALTA
DESBUTANIZADORA
TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN
ALMACENAMIENTO DE CONDENSADO
ALMACENAMIENTO DE GLP
GAS RESIDUAL A GASODUCTO Y TERMOELÉCTRICAS
Fuente : https://es.scribd.com/doc/131486845/2-Planta-Carrasco
Figura 5 . sistema de procesamiento de la planta carrasco para el gas natural (simbolos)
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3.1.3. Caracterización de la producción de la planta carrasco La planta procesadora de Gas Carrasco procesa Gas Natural, y como productos secundarios, produce hidrocarburos líquidos; tales como el GLP o Gas Licuado de Petróleo; el Condensado y la Gasolina Natural. La gasolina natural es recuperada del procesamiento del gas natural en la Planta Criogénica, y el Condensado es separado físicamente del Gas Húmedo en el Área de Separación, tanto el condensado como la Gasolina Natural se juntan y se almacenan en los tanques de almacenamiento. Otro líquido producto de la separación de los fluidos de pozo es el Agua, el cual es pre-tratado antes de ser reinyectado a la formación.
3.1.4. Proceso productivo del gas. El gas proveniente de los separadores se acondiciona primeramente en una Planta de Amina con capacidad de 70 MMPCD, con el objetivo de eliminar el CO2, esto con el objeto de cumplir las especificaciones para el gas de venta. Posteriormente el Gas se deshidrata, esto mediante dos procesos, un proceso químico (Absorción) y un proceso físico (Adsorción) luego se extraen los componentes licuables (Gasolina natural y GLP) en una Planta Criogénica de 70 MMPCD de Capacidad; para posteriormente El gas Residual ser entregado a las Termoeléctricas de Valle Hermoso y de Bulo Bulo y al Gasoducto de Alta al Brasil, quien lo transporta hacia los centros de consumo nacional ó internacional. Una parte de éste gas es inyectado a los Pozos para el proceso de GLS.
3.1.5. Proceso productivo de condensado y gasolina natural. Producto del proceso del gas natural se obtiene la gasolina natural que junto a la producción del condensado, se estabiliza, almacena y mide en tanques, todo esto de acuerdo a la fiscalización de YPFB TRANSPORTES para luego ser transportado a Santa Cruz a la correspondiente refinería.
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a) Proceso de carguío de glp. También producto del proceso del gas natural este es almacenado, medido y transportado mediante camiones cisternas a los centros de consumo del país.
b) Proceso de tratamiento del agua de formación. El agua de formación producto de la separación es recolectada en la piscina API, filtrada, tratada con los correspondientes compuestos químicos para luego almacenarla y re-inyectarla a la formación, en pozos como el CRC-1 A continuación en la siguiente tabla se observa la producción promedio de los distintos pr oductos que se elaboran en la Planta.
Tabla 2. produccuion priomedio de la planta carrasco PRODUCCIÓN PROMEDIO DE LA PLANTA CARRASCO PRODUCTO/CAMPO Gas (MPCD) Petróleo (BPD) Gasolina Natural (BPD) GLP (MCD) Agua (BPD)
CARRASCO BULO BULO
KANATA
12931
98624
8600
418
3097
1360
45
160,6
0
98
468
0
647
183
8
3.2. Sistema de recolección (pozos y colectores) El gas para proceso proviene de los campos
Carrasco, Bulo Bulo y Kanata,
actualmente se tiene los campos Carrasco CRC, Carrasco Foot Wall CFW, campo Kanata Sur KNT, Kanata Norte KNN, el campo Kanata Foot Wall KFW el campo Kan ata este KNE y el campo Bulo Bulo. Actualmente en el campo Carrasco solo se cuenta con los pozos CRC-7 y CRC-11, además de producir del campo Carrasco Foot Wall el que cuenta con los pozos CFW1, CFW-2 y CFW-3. Sin embargo también se tiene al CRC- 12W y CRC-2W que sirven para inyección de agua.
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Tabla 3. Estado actual de los pozos de los pozos de campo carrasco ESTADO DE LOS POZOS EN EL CAMPO CARRASCO POZO
ANTES
AHORA
FORMACIÓN
CRC - X2
Reinyección Agua
Reinyección Agua
Yantata-Roboré I
CRC - X7
Productor
Productor
Roboré I y III
CRC - X11
Productor
Productor
Roboré I y III
CRC - X12
Reinyección Agua
Reinyección Agua
CFW - 01
Productor
Productor
Petaca
CFW - 02
Productor
Productor
Yantata
CFW - 03
Productor
Productor
Yantata
El campo Bulo Bulo es un campo que tiene pozos de intermedia existe el BBL-2, BBL3, BBL-8, BBL-11LC y BBL-11LL (ahogado), el BBL-13 y el BBL-14LC y BBL-14LL (pozos nuevos). Sin embargo actualmente se realiza la perforación del pozo BBL-10, el cual pronto formará parte del campo.
Figura 4 estado actual de los pozos en el campo bulo bulo
ESTADO DE LOS POZOS EN EL CAMPO BULO BULO POZO
ANTES
AHORA
FORMACIÓN
BBL - 02
Productor
Productor
Cajones
BBL - 03
Productor
Productor
Roboré I
BBL - 08
Productor
Productor
Roboré I
BBL - 09
Productor
Productor
Roboré III
BBL - 11 LC
Productor
Productor
Roboré I y III
BBL - 11 LL
Productor
Productor
Roboré I y III
BBL - 13
Productor
Productor
Yantata
BBL - 14 LC
Productor
Productor
Cajones
BBL - 14 LL
Productor
Productor
Yantata
El campo Kanata Sur se tiene el pozo KNT-4H, el campo Kanata Norte tiene 3 pozos el KNN-1, KNN 3c (intermedia) y el KNN-4H, en el campo Kanata Foot Wall se tiene el pozo KFW-1 de baja presión (con instalación de GLS) y el KFW-2 (de intermedia).
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El campo Kanata Este tiene dos pozos el KNE-1 de muy baja presión (separado a 140 psi) y el KNE-2 que fue improductivo, el campo Kanata es el último Campo en integrarse a
la Producción de la Planta Carrasco, actualmente cuenta con los
siguientes pozos:
Figura 5. Estado actual de los pozos en en campo kanata ESTADO DE LOS POZOS EN EL CAMPO KANATA POZO
ANTES
AHORA
FORMACIÓN
KNN - X1
Productor
Productor
Petaca
KNN - X3
Productor
Productor
Petaca
KNN - 4H
Productor
Productor
Yantata
KNT - X1
Productor
Productor
Yantata
KNT - 4H
Productor
Productor
Yantata
KFW - 01
Productor
Productor
Petaca
KFW - 02
Productor
Productor
Petaca
KNE - 01
Productor
Productor
Cada pozo entra en prueba de producción dos veces por mes para conocer su comportamiento en cuanto a producción de gas, agua, petróleo, arrastre de arena, y sobre la base de las pruebas, se realizarán cambios del número de choque para mejorar la producción. También se cuenta con un sistema de tratamiento e inyección de agua. En este recorrido diario se va a tomar lecturas de las presiones de cada pozo que está en producción y los de prueba.
3.2.1. Equipos superficiales de producción Los equipos superficiales para el control de producción de pozos gasíferos y petrolíferos son instalados y ensamblados en boca de pozo una vez concluida la instalación de los equipos subsuperficiales. El objetivo de los equipos superficiales es el de controlar la circulación de los fluidos que salen desde el fondo de pozo con presiones y caudales programados y orientados hacia los sistemas de circulación superficial, hasta los separadores gas petróleo.
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Los equipos superficiales están básicamente constituidos por los siguientes componentes: a) Árbol de Navidad o cabezales de pozo. b) Líneas de flujo que son líneas de recolección y las líneas de descarga. c) Estrangulador de flujo o choque superficial. d) Sistema de Seguridad Hibbs. e) Manifold de control. f) Baterías de separación gas petróleo utilizadas en campos petrolíferos y de gas y condensado. g) Plantas de gas para yacimientos gasíferos.
3.3. Etapas del procesamiento de gas natural. 3.3.1. Sistemas de separación Sabemos que un separador es un cilindro de acero que se utiliza para disgregar a la mezcla de fluidos que llegan del pozo, separándolos en sus componentes básicos, gas, petróleo y agua. Considerando esto tenemos separadores bifásicos (que separan dos fases) y trifásicos (que separan las tres fases). Por otra parte, debemos considerar cual es el principio de separación que es el choque, la redirección y el tiempo de residencia los cuales garantizan una buena separación de los fluidos. La planta cuenta con dos sistemas de separación, Separado res de grupo o producción y separadores de prueba para pozos individuales. Debido que los campos Carrasco, Bulo Bulo y Kanata son de diferentes presiones en los reservorios de Gas/Condensado de alta y baja presión; se a diseñado la separación en dos etapas que operan a una determinada presión cada separador, para obtener la máxima recuperación de hidrocarburos líquidos del fluido del pozo. De ahí que el proceso de separación, es separación trifásica (petróleo, agua y gas) para tal efecto se cuenta con separadores de grupo de alta presión (1160 psig), de intermedia (400 psig) y baja presión (200 psig), como así también se tiene un separador de alta y otro de baja para pruebas de los distintos pozos.
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3. 3.1.1. Carácterísticas de los separadores de la planta carrasco
Tabla 6 caracteristicas de un separador CARACTERÍSTICAS DE UN SEPARADOR PARÁMETRO
SEP. ALTA
SEP. BAJA
Tipo de Separador
Trifásico
Trifásico
Presión de Diseño
1440 psi
250 psi
1150 - 1250 psi
200 psi
54" ID x 15" - 0" s/s
54" ID x 15" - 0" s/s
70 MMPCD max.
70 MMPCD max.
100 °F - 120 °F
90 °F - 110 °F
Presión de Operación Diámetro Caudal de Operación Temperatura de Diseño
El separador cuenta con los siguientes accesorios de operación:
Válvula de alivio
Válvula disco de rotura.
Válvula control de nivel
Indicadores de presión, temperatura y nivel.
Válvula de seguridad a la entrada del separador mariposa.
Drenaje de sólidos.
Drenaje de agua.
Válvula control de nivel de liquido (agua +petróleo) fishers.
Válvula control nivel de agua.
Alarma de alto nivel (HIL) monitoreada en el DCS.
Durante el proceso de separación debe controlarse el nivel de agua y petróleo, esto a través del visor con el que cuenta cada separador. Otros datos de importancia también son, la presión estática y diferencial, temperaturas, nivel del petróleo y agua en los tanques de almacenamiento, entre otros y los que permitirán realizar el cálculo de la producción diaria de petróleo, gas y agua. El agua sale del separador y se dirige hacia el tanque de almacenamiento para la inyección de la misma a un pozo de agua, previamente su tratamiento para que se evite el daño a la formación, el petróleo se junta con el extraído del separador de grupo baja y se dirigen hacia la torre de estabilización, el gas se junta con el resto de gas de
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grupo de baja y se dirige a la succión del compresor de baja o de tres etapas, el compresor 5. Los gases de alta presión ingresan a la planta de amina, mientras que los gases de baja presión van a la segunda etapa del compresor 5 para luego juntarse con los de alta antes de ingresar a las Cribas Moleculares, el petróleo es conducido a la torre estabilizadora, y el agua a la piscina API. El compresor 5 está destinado para la compresión de gases en forma interna a la planta.
Figura 6. proceso de separación de la planta carrasco
Pozos de Baja Intermedia Línea Prueba Pozos CFW
e n d ó i a c b c u e d u o r r P P
Carasco FW 6"
a n i m A a t n a l P A
o p C m R a C C
V 4 0 C 4 P
V 4 C 0 P 4
o p L B m a B C
r o d a 2 r 0 a p V e S
R F
r o d a 1 r 0 a p V e S
r o d 0 a r 0 a 4 p V e S
R F
R F
N N K C
T
N y R C
Compresor N° 7
V 5 0 C P 4
V 5 0 C P 4
5 8 4 V r o d a r a p e
V 4 C 0 P 4
K
Planta Amina
r e h c a L t C B B g u l S
r o d 1 a 0 r 4 a p V e S
R F
S
SEGUNDA ETAPA COMP. 5
QUEMADOR V03
Compresor N° 3 Sep baja 5 1 1
V r o d a t n e m i l A
0 9 4 V r o d a r a p e S
r o d a 4 r 0 a p V e S
r o d a 7 r 0 a p V e S
r o d a 3 r 0 a p V e S
r o d a 8 r 0 a p V e S
Compresor 5
PISCINA API
Planta KNT
Fuente : https://es.scribd.com/doc/131486845/2-Planta-Carrasco
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De Acuerdo a la anterior gráfica se observa, el flujo proveniente de los pozos de Bulo Bulo llegan al Slug Catchaer, del cual pasan al V-400 (sep. De alta), luego descargan al V-03.
3.3.2. Sistema de remoción de co2, planta de amina El propósito de la planta de amina es eliminar el CO2 del gas; la corriente de gas proveniente de los pozos contiene aproximadamente un 5% de CO2, lo cual es de consideración en el poder calorífico del gas y también como corrosión de los equipos en las plantas e industrias en presencia de agua. El gas proveniente de los separadores es de aproximadamente 80 MMPCD, de este total solamente ingresa a la planta de amina 15 MMPCD, esto debido a que con el proceso se busca reducir el contenido de CO2 para cumplir con los parámetros específicos de venta del gas. Considerando esto el gas entra a una presión 1175 Psig y una temperatura de aproximadamente 130 °F. La concentración de dióxido de carbono en la corriente gaseosa inicial es de 1.55 % molar. La concentración del gas tratado, a la salida de la unidad, debe ser menor al 1,4 % molar en dióxido de carbono. Para la absorción se pone en contacto una solución de dietanolamina (DEA) al 40 % (donde se tiene 40% de DEA y 60% de Agua Desmineralizada), a la salida de la torre contactora la Amina Rica (AR o Amina Carbonatada) es regenerada, para su posterior reutilización en el proceso de absorción, mediante destilación por arrastre con vapor de agua. Caudal de amina: 197 GPM Caudal de gas: 15 MMPCD
3.3.2.1. Planta de amina, absorción de co2 de la planta carrasco. El gas de alimentación ingresa al filtro separador F-210, en el cuál se atrapan hidrocarburos líquidos o gotas de agua arrastradas por el gas con el fin de evitar que los mismos contaminen la solución de amina. Los líquidos separados se envían al drenaje de hidrocarburos.
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A la salida del filtro la corriente pasa al intercambiador de calor E-211, donde el gas se precalienta absorbiendo el calor de la corriente de gas que emerge del contactor de amina. La temperatura asciende hasta 130 °F. En la torre contactora de amina T-203, el gas se pone en contacto con la solución AP (Amina Pobre). La corriente de gas ingresa por la parte media de la torre a una presión y temperatura adecuada y comienza su viaje a la parte superior de la torre, por otro lado la AP ingresa por la parte superior para ponerse en contracorriente y de esta forma absorber el CO2. La temperatura de entrada de la solución a la torre contactora (T-203) es superior en un rango de 10 a 15° F por sobre la temperatura del gas; una vez que el gas llega a la parte superior este queda libre de CO2, entonces esta listo para mezclarse nuevamente con la corriente de gas. La AP absorbe el dióxido de carbono, removiéndolo de la corriente gaseosa y convirtiéndose en AR. La torre contactora posee en su interior 20 platos, operando con las siguientes condiciones de presión y temperatura:
Presión: 1166 Psi.
Temperatura Amina: 110 °F
Temperatura gas: 90 °F
A la salida de la torre el gas ya libre de CO2 pasa al intercambiador E - 211, donde baja su temperatura con la corriente de alimentación y a continuación ingresa al depurador de gas dulce V-204, donde se separa cualquier resto de Amina que pudiera haber arrastrado el gas.
3.3.2.3. Regeneración de amina rica Luego de haber removido el CO2 de la corriente de gas la AR se calienta hasta 148°F en el fondo de la torre el valor normal de trabajo de la presión diferencial oscila entre 0.6 y 0.9 psi. El nivel de AR en la torre (30%) es controlado para evitar que exista una sobre alimentación de gas en caso de bajo nivel de torre o alta presión del flash tank.
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A la salida de la torre, la solución de AR reduce su presión desde 1200 psi hasta 80 psi para ingresar al flash tank V-208, donde la mayor parte de los hidrocarburos que se han disuelto en la solución se vaporizan llevándose consigo una pequeña cantidad de gas acido hacia el sistema de venteo. La amina rica del V-208 pasa a través del filtro de sólidos F-208 para remover partículas del tamaño de 5 micrones, se precalienta en el intercambiador AR/AP E -202 hasta 210°F, de donde pasa al tope de la torre regeneradora T -206 en donde la AR se desprende del CO2 por la corriente de vapores calientes generados en el reboiler de aminas E-207 (a 242°F). Esta temperatura es lograda por la circulación de 1400 GPM de aceite caliente a 350°F. Los productos de cabeza de la torre (a 205°F) son enfriados en el condensa dor de reflujo AC-215 hasta 100°F para condensar la corriente de vapor, dicho producto en mayor cantidad es agua que se colecta en el acumulador de reflujo V-216 de donde es bombeado por las P-217 A/B las cuales elevan su presión de 7.5 psi a 68 psi necesarios para ingresar 13 GPM a la torre regeneradora. El gas ácido del acumulador es enviado a venteo. El acumulador cuenta con un demister a fin de minimizar perdidas de amina en el tope. La AP regenerada en la torre circula por el reboiler E-207 y luego por el intercambiador E-202 donde se enfría de 242°F a 180°F para acumularse en el tanque de amina T205 el cual posee un tiempo de retención de 20 min, para estabilizar el producto. La solución es bombeada con las bombas booster (P-202 A/B) pasando por el aeroenfriador de AP (AC-209) en donde se enfría hasta 115°F, dicha temperatura es mantenida siempre por encima del gas para evitar condensación de hidrocarburos en la torre (T-203). A la salida del AC-209 una pequeña corriente es condu cida a través de los siguientes filtros F-212 A/B de sólidos y F-214 de carbón activado, para remover partículas en suspensión, amina degradada, hidrocarburos y carbón activado.
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Figura 7 . Sistema de remoción de co2, planta de amina
Fuente : https://es.scribd.com/doc/131486845/2-Planta-Carrasco
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Tabla 7 característica propósitos de Sistema de remoción de co2 NOMBRE
TAG
CARACTERISTICAS
PROPÓSITO
F-210
36" ID x 10', 1350 psig y 200°F 1.0 Micrones Filtro de Elementos
Intercambiador GasGas
E-211
24" D x 8' 1350 Psig 200°F
Calentar gas para que entre al contactor y enfriar el gas que sale del contactor, para condensar cualquier líquido que lleva el gas dulce
Torre Contactora Amina
T-203
5' ID x 62' 1350 Psig 200°F Maneja entre 20-60 MMPCD
Quitar el CO2 de la corriente de gas esto por la absorción que hace la amian en la torre
Depurador de Gas Dulce
V-204
48" ID xx 8' 1350 Psig 200°F Maneja entre 20-60 MMPCD
Recolectar agua y amina que se condensa del gas dulce que sale de la torre contactora de amina
Tanque de Flash
V-208
78" ID x 24' 175 Psig 250°F Flujo de amina entre 140410 gpm
Destilar y separar HC que la amina haya absorbido y proveer capacidad de compensación para el sistema
Filtro de Sólidos para AR
F-208
24" OD x 5' 175 Psig 250°F Cap. 425 GPM 5 Micr ones Filtro de Elementos
Quitar mecánicamente los sólidos suspendidos que obstruirán los equipos
Intercambiador AP/AR
E-202
175 Psig 350°F 304-SS Tubes
Enfriar AP que sale del rehervidor y calentar AR que sale del tanque de flasheo
Torre de Regeneración de Amina
T-206
66" ID x 56' Flujo:140-410 gpm 50 Psig 350°F C/W (20) nutter 304-SS Trays
Calentar AR para vaporizar el CO2 y expulsarlo por el tope de la torre
Condensador de Amina
AC-215
10 psig Temp de Entrada 213 °F y Temp de Salida 130 °F
Enfriar vapor caliente y rico que sale de la torre y condensar cualquier líquido llevado a vapor
Acumulador de Reflujo
V-216
48" ID x 8' S/S Flujo:20-36 gpm liq/3,3 MMPCD CO2 10 psi y 130 °F
Separar el CO2 y cualquier gas restante de la corriente de amina
Bombas de Reflujo de Amina
P-217 A/B
Bombas centrífugas verticales que descargan de 16-36 gpm y 50 psi
Separar el CO2 y cualquier gas restante de la corriente de amina
Rehervidor de Amina
E-207
30" ID x 60" ID x 30' TS/S TS: 250 Psig 475°F SS: 50 Psig 350°F
Calentar la AR a través de aceite caliente para poder realizar la separación del CO2
Filtro Separador
Tanque Pulmón de Amina
TK-205
Bombas Booster para Amina
P-202 A/B
Aero Enfriador de Amina
AC-209
Filtro de Sólidos
F-212 A/B
Filtro de Carbón
F-214
200 Bbl Capacidad API 12F Welded Steel Tank Diseño Atmosférico Nivel:30-35%
Atrapar líquidos y particulas solidas llevadas de la entrada.
Para almacenar AP que se utiliza en el sistema de absorción de CO2, compensador en el sistema
Bombas centrífugas Flujo: 420 gpm, Pe:100 psig – 80 psig y Ts: 150 ºF
Succionar del tk de compensación y descargar a las bombas de alta presión para amina que pasan por un enfriador
Te:205 ºF y Ts:120-140 ºF, Pop: 100 psi en condiciones normales
Enfriar AP antes de ir a la torre contactora para una distribución adecuada de temperatura
16" ID x 3'-11 1/2" T:138 ºF 200 Psig Pdif: 5 - 25 psi Cap. 40 USGPM 10% de f lujo por el sistema 5 Micron
Filtrar la amina para que el sistema de amina funcione de manera uniforme y sin obturaciones
42" OD x 7' - 5" F/S 200 Psig 250°°F Cap. 40 USGPM
Quitar contaminantes orgánicos solubles como ácidos y trazas de los hidrocarburos líquidos Entregar amina a la torre de contacto para absorber el co2 de la corriente del gas en la entrada
Bombas de Carga para Amina
P-201A/B
Bombas Centrífugas de 11 etapas 3600 RPM Cap. 410 USGPM 1225 Psig Ps:85 psig Pd: 1150 psig
Bombas de Sumidero para Amina
P-219
Pd: 85psi Flujo:25 gpm Debe tener un nivel adecuado para bombear y después pararlo.
Bombear la amina del sumidero nuevamente al sistema de amina
Bomba de Transferencia de Amina
P-218 A/B
Flujo:25 gpm y Pd: 50 psi línea de desvío de 2 plg
Transferir amina desde el almacenaje hasta el tanque de compensación para amina TK-205
Fuente : https://es.scribd.com/doc/131486845/2-Planta-Carrasco
36
3.3.3. Sistema de deshidratación, planta de glicol La eliminación del agua contenida en el gas, se efectúa con un proceso muy generalizado, denominado “de absorción física” que básicamente consiste en h acer
tomar contacto al gas húmedo con una corriente de algún agente que sea altamente absorbedor del agua, como son por ejemplo los alcoholes. En el primer caso se trata de poner el gas en contacto con el glicol para que este se quede con el agua y luego se regenere el glicol para su reciclaje. Entonces, en primer lugar es importante conocer en que magnitud la corriente de gas contiene agua, se determinará la cantidad de agua por unidad de volumen de gas y una forma de determinarlo, es mediante la lectura del punto de rocío o dew point del gas, (este viene a ser el momento en que el agua contenida en el gas comienza a condensarse en valores de presión y temperatura conocidos). El contenido de agua aceptable para la comercialización y el transporte, está regido por normas de asociaciones internacionales y por convenios entre empresas. De todas formas se pueden tomar valores conocidos como un límite máximo de 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos de gas. El glicol es un producto químico orgánico, de la familia de los alcoholes, que naturalmente tiene gran avidez por el agua; es prácticamente imposible mantenerlo en máxima pureza en contacto con el ambiente porque absorbe la humedad del aire. Esta importante propiedad es aprovechada para estos procesos de deshidratación, porque además son muy estables, con una elevada temperatura de degradación, de tal manera que los convierten en óptimos para ponerlos en contacto con gases reteniendo el agua contenida en cualquiera de sus formas. Existen tres compuestos glicoles muy utilizados, el etilenglicol, el dietilenglicol y el trietilenglicol. La temperatura máxima a la que se puede someter el etilenglicol y el dietilenglicol, es de 165°C (328°F) y para el trietilenglicol este valor es de 205°C (404°F), temperaturas que deben respetarse rigurosamente en la operación cuando se
37
regenera el glicol, porque de no ser así se degradaría cambiando su estructura química inutilizándose como absorbente. La concentración del glicol no debe estar por debajo del 98,5% y el estado óptimo de máximo rendimiento es de 99,5. En el caso que tuviera 98,5%, el 1,5% restante será contenido de agua, con la consecuencia de la disminución, en la misma medida, de la capacidad de absorción.
3.3.3.1. Absorción Física por Torre de Contacto. La puesta en contacto del gas a deshidratar con el absorbente, requiere de un recipiente denominado “torre de contacto”, que por conveniencia operativa se
construye con el aspecto de un separador bifásico vertical, como se observa en la figura siguiente. Su tamaño estará en función del volumen de gas a tratar, del diseño interior y de la cantidad de agua a extraer; en definitiva el tamaño determinará el tiempo de contacto glicol - gas. En algunos casos, la torre dispone de un sector inferior que cumplirá la función de depurador de la corriente de gas de entrada, a fines de asegurar la eliminación de líquidos en el flujo de contacto. En la siguiente figura se puede observar un esquema simplificado de un diagrama de flujo de una planta de tratamiento de gas por glicol por absorción en torre de contacto.
3.3.4. Sistema de Deshidratación por Glicol – Carrasco. El gas que sale de la planta de amina es transportado a la torre de absorción de glicol T-01 (donde se lectura y controla diariamente presión y temperatura de la torre Contactara) en la cual se produce una deshidratación del gas hasta cierto grado. El trietilenglicol que fluye por la torre en contracorriente con el gas es filtrado, regenerado en los tanques de calentamiento y vaporización a 350°F y bombeado a la torre por la bomba TD-30 (verificar la presión de descarga de la bomba). El gas parcialmente
38
deshidratado debe pasar por el separador V-05 el cual separa partes de glicol que pudo arrastrar el gas. Luego ingresa a un proceso de adsorción con sólidos de alúmina silicatos, como son el separador de criba molecular V-250, y las Cribas moleculares secantes V-251, V252 estas dos trabajan de forma alternada es decir durante la adsorción de la V-251, la V-252 ésta en deshidratación, la deshidratación comprende etapas de regeneración con gas residual caliente, enfriamiento, presurización, despresurización y stand-by. El gas libre de agua es filtrado separando hidrocarburos líquidos en los filtros F-253, F-254. l gas caliente empleado para la regeneración de las Cribas moleculares V-251 y V-25 2 es enfriado en el AC-256 y regenerados en el V-255, el agua separada se drena a la piscina API y los gases van a los compresores # 1, 2, 3, 4 y 6. El sistema de deshidratación de glicol, planta carrasco cumple con el objetivo de eliminar en parte las moléculas agua arrastrada en forma de partículas pequeñas en el gas, que a continuación describimos. 3.3.3.3.Equipos,instrumentosyParámetrosdeOperación.
a) Torre contactora de glicol (t-01).-
Pr opós ito y desc ripci ón.- El gas de los separador de producción y de prueba
de alta presión o de la salida de la planta de amina fluye a la torre de contacto gas/ glicol para ser deshidratado. El propósito de la torre de contacto es quitar el agua de la corriente de gas, esto se logra al circular glicol caliente en contra flujo del gas. El glicol entra por la parte superior de la torre, por encima de la bandeja # 1 y se esparce hacia abajo por los vertederos de las bandejas siguientes realizando un contacto directo con el gas que fluye por el interior de la torre; El gas entra por la parte
39
inferior de la torre y se eleva a través de las válvulas de las bandejas realizando un contacto intimo con el glicol, formando una unión química leve entre el glicol y el agua. El gas deshidratado que sale de la torre de contacto fluye a través del permutador (intercambiador) de color, y de ahí al depurador de glicol (separador final) en la salida de la torre de contacto, y luego al ingreso a la planta criogénica. C ontrol e ins trumentaci ón.
Indicador local de presión.
Indicador local de nivel.
Válvula de alivio.
Líneas de drenaje de glicol y de hidrocarburos.
Funcionamiento.- En condiciones normales de operación La típica presión y temperatura del gas de ingreso a la torre de contacto son de 1150 psig y 100ºf. El contenido de agua de la corriente de gas saturada en estas condiciones es 57 libras/mmscf a la entrada de la torre contactora. La típica presión y temperatura del gas de salida en la depuradora de glicol en la salida de la torre de contacto es 1145 psig y 91ºF. El punto de rocío del gas de salida de la torre de contacto, medido en la depuradora de glicol de salida con un analizador de punto de rocío, es (según se informa) 32 a38ºf. La corriente de gas es deshidratada a un nivel de contenido de agua de 7 –8 libras/MMscf, en una presión de 1145 psig, el punto de rocío sería 35ºf. Estos números de punto de rocío son consistentes con las operaciones en la torre de contacto. Esta información indica, la torre de contacto está haciendo un buen trabajo de deshidratar la corriente de gas.
b) Proceso del sistema de trietilen-glicol.Pr opós ito y desc ripci ón.- El flujo del glicol magro (puro) de la unidad de regeneración
pasa a través de un permutador de color antes de entrar a la torre de contacto. Después de pasar por la torre de contacto, el glicol saturado de agua retorna al patín de regeneración. En el patín de regeneración la corriente de glicol saturado con agua
40
pasa a través de un filtro a filtrarse y prosigue por la columna del alambique para su regeneración. Después de pasar por la columna del alambique el glicol puro fluye al rehervidor donde se completa el proceso de regeneración. El glicol magro (puro) entonces sale del rehervidor para ser almacenado y enfriado en el acumulador. Desde el acumulador, el glicol regenerado magro se bombea otra vez hacia la torre de contacto. Se utilizan bombas marca “Unión”, operadas con m otores eléctricos para
la circulación del glicol. Para que el glicol tenga una vida larga y sin problemas en el proceso, es necesario conocer algunos problemas principales que se presentan en el control del glicol:
A.- oxidación. B.- descomposición térmica. C.- variación del PH. D.- contaminación con sal. E.- presencia de hidrocarburos líquidos. F.- acumulación de barro.
Formación de espuma. Para realizar el control del glicol es necesario realizar un control de rutina y proveer información para determinar las condiciones del glicol. Estos análisis pueden ser:
A.- medición del PH. B.- determinación del contenido de sal. C.- determinación de la presencia de HCB líquidos. D.- determinación del contenido de sólidos. E.- determinación de la pureza del glicol.
41
C ontrol e ins trumentaci ón.-
Indicador local de presión Indicador local de temperatura. Indicador de diferencial de presión del filtro.
c) Flujo de glicol En condiciones normales de operación la actual taza de flujo de circulación glicol es 8,25 GPM (galones por minuto) (11.880 galones/día). La temperatura del glicol puro (magro) en la descarga de la bomba es 235 ºf con una presión de 1160 psig. Generalmente se mantiene la temperatura del rehervidor en 350ºf, pero tiene un rango de300 a 385ºf. Pureza del glicol 98 % y PH 7.2 – 7 5 tomados de la descarga de la bomba, Además cuando se sube la temperatura del rehervidor, es importante controlar la temperatura del glicol magro que entra en la torre de contacto para asegur ar que se mantenga en aproximada mente 15 grados f por encima de la temperatura del gas de ingreso a la torre, no se utiliza antiespumantes, no se observa perdidas considerables de glicol en la torre contactora. Las pérdidas de glicol. 5,3 galones día están en el nivel que normalmente se esperaría. Se calcula que las pérdidas deben ser 0,1 galones por mmscf de gas, o 5,5 gal dia de gas en una taza de 55 – 60 MMSCFD. El diseño de la torre de contacto y la unidad de regeneración, por medio de BS&B en Londres. Estos dibujos muestran la configuración interna de la torre de contacto que consiste de cinco bandejas de burbujeo espaciados cada 27 plg. El espesor de del casco de la torre de contacto es de 1y5/8 pulgadas. El rehervidor y el acumulador son de 36” OD x14 4 cada uno. El rehervidor tiene una línea interna de gas deslizante mientras el acumulador tiene una bobina precalentadora interna de gas combustible y una bobina precalentadora de glicol puro.
42
3.3.5. Análisis del sistema Actualmente con una taza de gas de ingreso de 55 - 60 mmscfd y un contenido de ingreso de agua a la torre contactora de 57 libras de agua por mmscf, para llegar a un contenido de agua de 7 libras agua por mmscf en el gas en la salida de la torre, se debe remover 2750 libras de agua por día. Típicamente, la taza de circulación deseada para el glicol es 3 galones de glicol por libras de agua removida. El resultante requeridos de glicol serían 8250 galones día o 5,7 GPM. La calidad de 97 – 98 % de pureza del glicol. La única filtración del glicol consiste en un filtro tipo sock ubicado en la línea de retorno del glicol puro y en un filtro en la succión de la bomba para remover sólidos. Filtro de carbón de madera PECO 10 5 44 o igual, diseñado para 16 gpm de capacidad de a) Separador final (v-05).Propósito y descripción.- El separador final, es un depurador horizontal de glicol y
de hidrocarburos líquidos, cumple la función de separar el glicol y hidrocarburo arrastrados por el gas. Controles e instrumentación.
Indicador local de presión.
Indicador local de temperatura.
Indicador de nivel local.
Funcionamiento.- En condiciones de operación de 1145 psi temperaturas de acuerdo
al contacto de la torre y del intercambiador, el gas del separador final sale por la parte superior y se dirige hacia la planta criogénica. Los líquidos se drenan por la parte inferior, que son recuperados en tambores o drenados en el separador de baja de producción.
3.3.6. Sistema de Deshidratación por Sólidos El sistema de deshidratación por tamices moleculares, para r emover las moléculas de agua del gas de entrada a la planta, está diseñados dos torres de proceso de adsorción o reactivación. Los tamices moleculares son cristales que están formados
43
por silicio de aluminio producidos sintéticamente (cerámica sintética) con molécu las de sodio (Na) en los vértices de los cristales, que sirven como poros de abertura para atrapar el agua al paso del gas. El tamiz tiene afinidad con el agua debido a su polaridad que tiene y se reactiva removiendo las moléculas de agua y volviendo a su estructura cristalina normal.
3.3.7. Procesos de Adsorción. En general éste tipo de instalaciones están equipadas inicialmente con un separador de entrada, utilizado para interceptar y separar los líquidos presentes en el flujo, evitando inconvenientes en el proceso que puedan reducir la capacidad del adsorbente. La corriente principal de gas pasará por una de las dos Torres de Secado, tomando contacto con el desecante que permitirá la remoción de los vapores de agua. Otro flujo de reciclo o regeneración, pasará a contracorriente por la segunda Torre, donde el agua adsorbida en el ciclo anterior por la misma, será barrida por el gas caliente (generalmente un 10% de la corriente principal, y entre 350° F a 450°F, dependiendo del tipo de desecante utilizado) hacia un enfriador y un posterior separador del agua condensada. Alternativamente entonces, una Torre está adsorbiendo los vapores de agua del flujo principal, mientras en la otra se está regenerando el desecante a principal diferencia, radica en el punto dónde se toma el gas para el flujo de regeneración. Controladores cíclicos o temporizadores, permiten el cambio automático de las torres según un programa horario establecido. Basados en las características y métodos mencionados, son dos las variables generalmente utilizadas por aspectos prácticos y económicos.
3.3.7.1 Equipos, instrumentos y Parámetros de Operación . a) Depurador filtro (v-250).Pr opós ito y desc ripci ón.- El separador filtro de la entrada a la planta criogénica, esta
diseñado para separar sólidos, líquidos y glicol arrastrados en el gas. Este depurador tiene dos niveles de separación, un nivel superior filtro de 0.3 micrones y nivel inferior
44
filtro de 20 micrones. El propósito del depurador es impedir que se arrastre contaminantes a la unidad de deshidratación de tamices moleculares. C ontrol e ins trumentaci ón.
Indicador local de temperatura.
Indicador local de presión.
Indicador local de nivel.
Transmisor de alto y alto nivel al DCS.
Válvulas de drenaje y de alivio.
Transmisor de presión, temperatura, flujo y punto de rocío al DCS.
Funcionamiento.- Durante las operaciones normales de operación se debe controlar
la presión de 1250 psi, 110 ºf, nivel flujo, punto de rocío y diferencial de presión 10 a 15 psi máximos en condiciones de operación.
b) Deshidratacion por tamices moleculares (v-251, v-252). Propósitos y descripción.- Los tamices moleculares (pelotas de cerámica)
están formados por capas de diferente diámetro en la torre, ordenadas y separados por mallas; los de mayor diámetro se encuentran en la parte superior y inferior, que sirven para distribuir el gas uniforme por todo el absorbente, y los de menor diámetro se encuentran en la parte central de la torre que cumplen como absorbente. En el interior de la torre esta formado por tres capas en orden de tamaño. 1. - pelotas de cerámica de 1/2plg. 2. - pelotas de cerámica de 1/8 plg. 3. - paletas de cerámica de 1/ 4 plg. 4. - tamiz absorbente molecular 4 a
La vida útil del tamiz molecular esta en función del número de regeneraciones y del control de contaminante.
45
Contaminantes:
Aceite de lubricación compresores, condensado o ceras del gas de alimentación, glicoles, aminas, oxigeno y sólidos. C ontrol e ins trumentaci ón.
Indicador local de presión de entrada y salida.
Indicador local de temperatura de entrada y salida.
Transmisor de temperatura al DCS de entrada y salida.
Transmisor de diferencial de presión alta y baja al DCS.
Válvulas de alivio.
Funcionamiento.- En operaciones normales del proceso de adsorción o reactivación
del tamiz cumple dos ciclos de deshidratación.
3.3.8.. Ciclo de adsorción. Las torres en el periodo de adsorción manejan un caudal de gas de 70 mmpcd ,8.3 lb de agua por 100 lb de tamiz molecular; el gas ingresa a la torre con un contenido de 7 – 8 lb de agua por mmpcd de gas, punto de rocío de 30 a 45 ºf y sale por debajo de 1
ppm de agua en el gas y punto de rocío de – 100 a - -165 ºf , presión de 1250 psi y 100 ºf máximo. Actualmente con 53 –60 mmpcd, 1130 psi 100 ºf y sale menor a un ppm de agua en el gas, punto de rocío de -138 ºf. El gas seco se dirige hacia los filtros secos de polvo .y prosigue su curso hacia el área criogénico.
3.3.9. Ciclo de regeneracion. En el periodo de regeneración el calor hace que las moléculas de agua si existen sean liberadas de las cerámicas activa. Este calor es requerido más o menos de 1800 btu/lb de calor, comparado con el calor del agua de 1000 btu/lb. Para lograr el buen secado del tamiz es necesaria una adecuada temperatura y distribución uniforme del gas en el periodo de regeneración. Las temperaturas actuales de operación son de 450 a 480 ºf a la salida de los deshidratadores, para llegar a estas temperaturas el gas es calentado a 550 ºf en el
46
calentador suficiente como para calentar todo el sistema de regeneración (cañerías, recipientes, bolas de cerámica y tamiz molecular). Los contaminantes durante el periodo de regeneración reaccionan formando coque, polvo del tamiz, taponamiento por sólidos, canalizaciones, degradación termal que reducen la capacidad y la vida útil del tamiz. En el periodo de regeneración se utiliza de 3.5 mmpcd de gas para liberar el agua del tamiz y de 4.5 mmpcd para enfriamiento de la criba, suficiente como para que ingrese la torre al periodo de adsorción. El gas de regeneración es tomado del gas residual de la salida del aereoenfriador AC 270 y 271 y pasa por un compresor centrifugo (K-257) para comprimir y elevar presión para vencer las perdidas en las líneas y equipos, e ingresa por la parte inferior de la torre a regenerar previamente calentado en un calentador (H -277) a baño de sal (baño maría), y sale por la parte superior de la torre para continuar el flujo por un aereocondeasador (AC-256), donde condensa todo el agua asociado en el gas y se separan en un depurador filtro seco de un micrón (V- 255), el agua es drenado hacia la piscina API o a los tanques de almacenamiento para su inyección a la formación; y el gas nuevamente es asociado al gas residual de la succión de los compresores.
a) Compresor (h-257).En las operaciones del compresor de gas de regeneración se deben controlar e instrumentos de control:
Transmisor de bajo flujo al DCS
Transmisor de baja presión al DCS.
Indicador local de presión.
Alarma de paro del compresor.
Control de flujo desde la sala de operaciones.
47
b) Calentador (h-277).
Es un calentador de gas indirecto a baño de sal, y se controla los siguientes:
Temperatura del cuerpo del calentador.
Válvulas del quemador principal y del piloto.
Alarma de paro de alta temperatura.
c) Aereocondensador (ac-256).
Control de velocidad alta y baja velocidad.
Alarma de paro del aerocondensador.
Alarma de alta temperatura.
d) Depurador filtro de polvo seco (v-255).Este filtro cumple la función de depurar el agua y los tamices arrastrados en el gas de regeneración. Tiene los siguientes instrumentos de control.
Indicador local de temperatura.
Indicador local de presión.
Transmisor de diferencial de presión.
Válvulas de drenaje y de alivio.
Transmisor alto nivel alarma al DCS.
La secuencia de tiempo de operación en las Cribas es:
A.- tiempo de adsorción ------------------------------- 20 hrs. B.- tiempo de despresurización ---------- ------------ 25 min. C. - tiempo de regeneración --------------------------- 8 D. - tiempo de enfriamiento --------------- ------------ 5
hrs. hrs.
E - tiempo de presurización -------------- ------------ 25 min. F. - tiempo de estandby -------------------- ------------ 6 hrs. G. - tiempo de apertura y cierre de válvulas --------- 10 min.
48
Funcionamiento.-
En condiciones normales de operación, el filtro debe manejar 70 mmpcd, presión de 1250 psi y presión diferencial de 15 psi máximo; unas ves que la presión diferencial a alcanzado 15 psi se debe hacer el respectivo cambio de flujo del gas por el otro depurador y proceder a cambiar el filtro obturado. El flujo de gas deshidratado, de la salida de los filtros secos se dirige hacia el área criogénica (intercambiadores de calor).
Planta de glicol, deshidratación por absorción
Planta de glicol b&sb
Planta de glicol natco
Planta de glicol propak
Ghrt
Sistema de fraccionamiento del gas planta criogenica.-
3.3.9. Proceso de Fraccionamiento. Con respecto al petróleo cualquier mezcla de gas configura un fluido muy liviano. A su vez, al comparar los diversos componentes que integran la mezcla de gas, tendremos desde los componentes más livianos, como el metano y el etano, hasta los más pesados, que pasan a formar la gasolina blanca.
Analicemos ahora el conjunto de torres que conforman la planta de fraccionamiento. En la primera columna, en la cual entra la mezcla de gas natural, podríamos producir metano y etano (que saldría por el tope de la primera torre) dejando el propano y lo componentes más pesados para que salgan por el fondo de esa primera torre. En la segunda torre, podríamos retirar por el tope el propano, sacando por el fondo los componentes más pesados. En la tercera columna separaríamos el butano de la gasolina. Y si el mercado lo permite, pudiéramos incluir una torre adicional para separar el butano entre sus dos componentes (isobutano y normal butano).
49
El metano y el etano se lo venden por tuberías, para satisfacer la demanda energética de gas natural. En ese caso se requiere del tendido de las tuberías necesarias para conducir el producto. El propano, se lo vende en garrafas en estado puro, para atender la demanda de aquellos lugares hasta donde no lleguen las tuberías. Este producto también se puede utilizar en sustitución de la gasolina de motor. Algunas veces se prepara una mezcla de propano y butano para venderlo como LPG. La gasolina blanca tiene múltiples usos, pero, se convierte en gasolina de motor al mezclarla tetraetilo de plomo o MTBE (metil-ter-butil-éter). De esa manera habremos satisfecho la demanda de productos energéticos de uso común en el mercado internacional.
a) Torres de Fraccionamiento.-
Es cada uno de esos cilindros verticales, altos y de gran diámetro, que suelen configurar el entorno de una Planta Fraccionadota. Aunque tal cosa no se descubre a simple vista, están organizados para sacarle al petróleo los diferentes componentes, desde los más livianos hasta los más pesados. Cada una de las torres se encarga de retirarle una porción a la cadena de hidrocarburos. Al comienzo saldrán los más livianos y, progresivamente, los pesados; hasta dejar los bitúmenes pastosos que ya no aceptan mayores cortes. Con el gas natural ocurre lo mismo, pero en este caso se trata de la separación de los integrantes más livianos de la cadena de hidrocarburos.
3.3.10. Planta Criogénica – Carrasco.La moderna planta turbo expansora criogénica de carrasco, puede recuperar propano por encima del 95% y 100 % de la gasolina natural de la alimentación del gas natural. Es importante la eficiencia de la integración del calor entre el gas de admisión y el gas residual para la refrigeración, que nos permite mejorar el intercambio de temperatura y mejorar la eficiencia termodinámica del proceso para la recuperación de líquidos.
50
En esta planta turbo expansora también los adelantos del software de simulación de proceso y los ingenieros de proceso han contribuido a la eficiencia termodinámica para la recuperación de líquidos. En la planta también cuenta con un bypass del turbo expansor, Válvula JT (efecto de Julio Thompson) significa que los parámetros de operación son diferentes que por turbo expansor que explicaremos mas adelante. En esta planta se produce la separación del metano, condensando los hidrocarburos más pesados a bajas temperaturas. El gas proveniente de los filtros F-253/254 ingresan por un sistema de intercambiadores gas / gas E-260A/B, estos gases ingresan al separador V-261, el cual trabaja a una temperatura de -7°F, del separador V-261 los líquidos son transportados pasando por el intercambiador E-261 a la torre desetanizadora a la altura del plato #18, los gases a baja temperatura (próximo a 0°F) salen por la parte superior, enfrían el reflujo en E-267 y se dividen, una parte va directamente al separador de baja temperatura DHX T-264 (controlar la temperatura, diferencia de presión) y la otra va al turbo-expansor donde se produce una caída de la presión y temperatura (hasta de -90°F, para luego juntarse nuevamente antes de ingresar al separador DHX T-264.De este separador los hidrocarburos líquidos son bombeados por las Bombas P-265A/B a la torre T-263 (controlar nivel, presión, temperatura de fondo, temperatura del plato #20) previo se divide para pasar por el intercambiador E267, el gas sale por la parte superior de la columna y conducido para aprovechar su baja temperatura en los intercambiadores E-262, E-260B, E-260A, finalmente son conducidos al turbo compresor K-269 para luego dividirse su flujo a los compresores # 1,2,3,4,6, quemador, y para gas combustible para generador, compresor, horno.
51
TABLA 8 : COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL N ATURAL PRODUCIDO POR EL CAMPO CARRASCO
Componente
Xi
H20
0
N2
0,31
CO2
5,79
H2S
0
C1
86,11
C2
7,23
C3
0,51
IC4
0,02
NC4
0,01
IC5
0,01
NC5
0,01
C6
0
C7+
0
TOTAL
100
PESO MOLECULAR
188.805
VALOR C. BRUTO
1012.26
GRAVEDAD ESPECIFICA
0.6519
Fuente: YPFB chaco.
CALCULOS Realizar el análisis de las propiedades físico-químicas como: peso molecular, gravedad específica, densidad, viscosidad y el factor de compresibilidad del gas del campo carrasco. Determinación del peso molecular:
52
TABLA 9 : CALCULO DEL PESO MOLECULAR DEL GAS NATURAL Componente Xi
Yi
Mi
Yi*Mi
H20
0
0
18,0153
0
N2
0,31
0,0031
28,0134
0,08684154
CO2
5,79
0,0579
44,01
2,548179
H2S
0
0
34,08
0
C1
86,11
0,8611
16,043
13,8146273
C2
7,23
0,0723
30,07
2,174061
C3
0,51
0,0051
44,097
0,2248947
IC4
0,02
0,0002
58,123
0,0116246
NC4
0,01
0,0001
58,123
0,0058123
IC5
0,01
0,0001
72,15
0,007215
NC5
0,01
0,0001
72,15
0,007215
C6
0
0
86,177
0
C7+
0
0
108
0
TOTAL
100
1
18,8804704
PESO MOLECULAR 18,8804704 Fuente: YPFB chaco. Determinación de la gravedad especifica del gas natural el ampo carrasco
Determinación del factor de compresibilidad (Z): PRIMER METODO (GRAFICAMENTE) Este método se la realiza mediante la gráfica de standing y katz. El método se basa en
condiciones críticas y reducidas, tanto para la p resión como para la temperatura. Las condiciones críticas vienen designadas mediante tablas las cuales son utilizadas para calcular las condiciones reducidas.
53
TABLA 10: CONDICIONES PSEUDOCRITICAS DEL GAS NATURAL DEL CAMPO CARRASCO
Componente Xi
Yi
Pcritica
Tcritica
Yi*Pcritica Yi*Tcritica
H20
0
0
3198,8
1164,83
0
0
N2
0,31
0,0031
493,1
227,16
1,52861
0,704196
CO2
5,79
0,0579
1071
547,58
62,0109
31,704882
H2S
0
0
1306
672,35
0
0
C1
86,11
0,8611
666,4
343
573,83704
295,3573
C2
7,23
0,0723
706,5
549,59
51,07995
39,735357
C3
0,51
0,0051
616
665,73
3,1416
3,395223
IC4
0,02
0,0002
527,9
734,13
0,10558
0,146826
NC4
0,01
0,0001
550,6
765,29
0,05506
0,076529
IC5
0,01
0,0001
490,4
828,77
0,04904
0,082877
NC5
0,01
0,0001
488,6
845,47
0,04886
0,084547
C6
0
0
436,9
913,27
0
0
C7+
0
0
359,069827 1077,64856
0
0
TOTAL
100
1
691,85664
371,287737
PRESION PSEUDOCRITICA
691,85664
TEMPERATURA PSEUDOCRITICA 371,287737 Fuente: YPFB chaco. Las condiciones a la que opera la planta carrasco es 1175 psig de presión y a una temperatura aproximada de 130ᵒ 130ᵒF.
Determinamos las condiciones pseudoreducidas de presión y temperatura. = =
+ , ,
= , 96
54
= =
+ ,
= , 90
Entonces con la gráfica de Standing y Katz intersectamos las condiciones pseudoreducidas y obtenemos el factor de compresibilidad Z. (ANEXO A) Z= 0,86 SEGUNDO METODO (ANALITICAMENTE) Analíticamente se determinara el factor de compresibilidad mediante la correlación de
Begg’s y Brill. Donde la ecuación para determinar d eterminar el factor de compresibilidad es:
Donde, A, B, C y D se calcula mediante las siguientes ecuaciones:
Determinación del número adimensional A:
=0,4638 Determinación del número adimensional B:
Determinación del número adimensional C:
= 0,132 − 0,321 ∗ ()
55
= 0,132 − 0,321 ∗ (1,5890) = 0,0674 Determinación del número adimensional D:
= (0,3106 − 0,49 ∗ + 0,1824 ∗ 2 = (0,3106 − 0,49 ∗ 1,5890 + 0,1824 ∗ 1,58902 = 0,9829 Determinamos el factor de compresibilidad Z
= + = 0,4638 +
1 −
1 − 0,4638
0,5960
+
+ 0,0674 ∗ 1,71960,9829
= , Determinamos la densidad del gas natural del campo carrasco
Determinamos la viscosidad del gas natural del campo carrasco
= 10−4 ∗ Donde:
Determinamos el numero adimensional K
56
Determinamos el numero adimensional X
Determinamos el numero adimensional Y
= 2,4 − 0,2 ∗ = 2,4 − 0,2 ∗ 5,3599 = , Para la determinación de la viscosidad del gas del campo carrasco necesitamos que la densidad este en las unidades correspondientes que es g/cc
3 = 0,065 3 = 4,059
Entonces determinamos la viscosidad del gas del c ampo carrasco
= 10−4 ∗ = 116,8262 ∗ 10−45,3599∗0,0651,3280 = 0,0134
Evaluación y corrección por impurezas debido a la presencia de dióxido de carbono (CO2) presentes en el gas del campo carrasco. La corrección de impurezas debido al dióxido de carbono se las realizara por el método de Wichert-Aziz, la cual hace la corrección a las presiones y temperaturas mediante las siguientes formulas:
57
Determinamos el factor e:
= 120 ∗ (( 2 + 2)0,9 − (2 + 2)1,6 + 15 ∗ (20,5 − 24,0)) = 120 ∗ ((0,0579 + 0)0,9 − (0,0579 + 0)1,6 + 15 ∗ (00,5 − 04,0)) = 7,9809 Determinamos las presiones y temperaturas pseud ocriticas corregidas ′ = − ′ = 371,2877 − 7,7809 ′ = 363,5068 ′
′ =
=
′ ∗ + 2 ∗ (1 − 2 ) ∗
691,8566 ∗ 363,5068 371,2877 + 0 ∗ (1 − 0) ∗ 7,9809 ′ = 677,3576
Determinamos las nuevas condiciones pseudoreducidas de presión y temperatura CORRECCION PARA EL METODO GRAFICO
Entonces calculamos el factor de compresibilidad Z corregido. (ANEXO B) Z= 0,88
Donde, A, B, C y D se calcula mediante las siguientes ecuaciones, donde se emplean las presiones y temperaturas pseudoreducidas corregidas:
58
Determinación del número adimensional A:
=0,4801 Determinación del número adimensional B:
Determinación del número adimensional C:
= 0,132 − 0,321 ∗ (′) = 0,132 − 0,321 ∗ (1.6230) = 0,0644 Determinación del número adimensional D:
= (0,3106 − 0,49 ∗ ′ + 0,1824 ∗ ′2 = (0,3106 − 0,49 ∗ 1,6230 + 0,1824 ∗ 1,62302 = 0,9903 Determinamos el factor de compresibilidad Z
59
Determinamos la densidad del gas natural del campo carrasco con el factor de compresibilidad corregido:
Determinamos la viscosidad del gas natural del campo carrasco con la densidad corregida: Donde:
Determinamos el numero adimensional K
Determinamos el numero adimensional X
Determinamos el numero adimensional Y
= 2,4 − 0,2 ∗ = 2,4 − 0,2 ∗ 5,3599 = ,
60
Para la determinación de la viscosidad del gas del campo carrasco necesitamos que la densidad este en las unidades correspondientes que es g/cc
Entonces determinamos la viscosidad del gas del c ampo carrasco ′=
10−4 ∗′
′ = 116,8262 ∗ 10−45,3599∗0,06381,3280 = 0,0134
CALCULO DE LA REMOCION DE GAS ACIDO (DEA VS SULFINOL) El flujo de gas del Campo Carrasco es de 15MMscf (cuya gravedad especifica es de GE = 0,6519 además de que el factor de compresibilidad Z = 0,8825) con un contenido de gas ácido de 5,79 % mol de CO2, se alimenta a una absorbedora a 130 °F y 1189,7psia, utilizando como solventes químico Sulfinol y dietanolamina (DEA). Determinar la rata de circulación y remoción de gas ácido utilizando estos solventes, si las concentraciones son 10 y 40 % peso respectivamente, y las cargas molares 0,5 y 0,5 moles de gas ácido/mol de solvente. Datos: Q= 15MMscf GE=0,6519 Z=0,8825 Solventes= Sulfinol y Dea T= 130 ºF P=1189,7 psia
61
%AG= 5,79% Solución: Determinación del peso molecular del gas:
Como el
entonces despejamos y tenemos:
= ∗ = 0,6519 ∗ 28,9625
Conociendo el factor
, calculamos la densidad del gas:
Determinamos la gravedad específica por el método gráfico, del ANEXO C a 40% de DEA. Tenemos: Como resultado del método grafico determinamos que: = 1,05
Entonces como:
62
Entonces como la
, tenemos que:
= ∗ = 1,05 ∗ 62,4 = 65,52 3
Con la figura 31-5 del GPSA determinamos el peso molecular de los solventes: = 105,14
= 120
Determinamos la rata de circulación:
Donde: Mamina= peso molecular de la amina %AG= porcentaje de gas acido ML= carga molar A%PESO= porcentaje de amina en peso Para la dietanolamina (DEA) al 40%
63
.() = 95,23
Para sulfinol al 40%
.() = 27,54
Determinamos la remoción de gas acido para cada solvente mediante la siguiente formula:
Para la dietanolamina al 40%
= 6,33
Para el sulfinol al 40%
64
= 21,9
Viendo los resultados el sulfinol al 40% es mucho más eficiente que la dietanolamina. 4.6. Análisis de costo y beneficio En el presente proyecto se realizó dos tipos de endulzamiento del gas natural del campo carrasco, cada uno con distintos solventes de absorción, se debe hacer un análisis para cada caso.
4.6.1. Costos y condiciones de operación de los equipos TABLA 11: COSTOS DE LOS EQUIPOS ADQUIRIDOS PUESTOS EN PLANTA ($US) EQUIPOS ADQUIRIDOS
COSTO PLANTA ($US)
Columnas Absorción , 5”ID, 15 -75MMPCD
1395293,521
Columnas Destilación, 66”ID, 140 -410gpm
1393890,741
Intercambiador de Calor
4644,29
Tanque
flash
78”ID
de
140 -410
de 175500,56
capacidad Condensador 10psig 130-230ºF
37619.80
Rehervidor 250-50psig, 475-300ºF
30451,5383
TOTAL
2999780,65 Fuente: Peters M.S. y Timmerhaus K.D.
65
CONCLUSIONES Mediante el presente proyecto, se pudo obtener información técnica, como ser la presión temperatura, caudal de producción además de la cromatografía de la planta de endulzamiento de gas natural del campo carrasco y de esta manera llegas a conocer el estado de dicha planta, y llegas a notar que se cumplen con características de los distintos procesos que debe tener el gas natural. Si se tiene un concepto más claro, entendible, y preciso sobre los distintos procesos por los que pasa el gas natural antes de su comercializacion, la función que cumplen cada proceso , así tanto de los instalacionespara dichos procesos, se podrá realizar un estudio detallando sobre estos procesos para su mejor entendimiento. Tomando como a la planta carrasco que se encarga de procesar el gas natural de tres campos para poder realizar los correctos procesos para su comercializacion.
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Anexos
FIGURA 8: PLANTA DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL DEL CAMPO CARRASCO CON DIETANOLAMINA (DEA).
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
Corriente de alimento de gas natural Introduciendo la composición y condiciones de operación el simulador aspen hysys nos calcula las propiedades del gas natural del campo carrasco.
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FIGURA 9: COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL DEL CAMPO CARRASCO
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
FIGURA 10: CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL GAS NATURAL DEL CAMPO CARRASCO
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
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FIGURA 11: PROPIEDADES DEL GAS NATURAL DEL CAMPO CARRASCO
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
Corriente de la dietanolamina (DEA) Introduciendo la composición de la amina (DEA) y las condiciones de operación, nos calculara las propiedades de dicho solvente.
FIGURA 11: COMPOSICIÓN DEL SOLVENTE
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
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FIGURA 12: CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SOLVENTE (DEA)
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
FIGURA 13: PROPIEDADES DEL SOLVENTE (DEA)
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
Seguidamente instalaremos uno de los equipos importantes como es la torre absorbedora, donde el gas agrio (con impurezas) ingresa por la parte inferior de la
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torre, y el solvente (DEA POBRE) ingresa por la parte superior de la torre, poniéndose en contra corriente y haciendo el endulzamiento de gas natural del campo carrasco. Torre absorbedora – columna de absorción
FIGURA 14: TORRE ABSORBEDORA
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
FIGURA 15: CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LA TORRE ABSORBEDORA.
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
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Corriente de salida del gas tratado (GAS DULCE)
FIGURA 16: COMPOSICIÓN DE SALIDA DEL GAS (GAS DULCE)
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
FIGURA 17: CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LA CORRIENTE DE GAS TRATADO (GAS DULCE)
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
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Condiciones de salida del solvente (DEA RICA)
FIGURA 18: CONDICIONES DE SALIDA DEL SOLVENTE (DEA RICA)
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
FIGURA 19: COMPOSICIÓN DE SALIDA DEL SOLVENTE (DEA RICA)
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
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FIGURA 20: INTERCAMBIADOR DE CALOR DEL SOLVENTE
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
FIGURA 21: CONDICIONES DEL INTERCAMBIADOR DE CALOR DEL SOLVENTE
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
Después de pasar por el intercambiador de amina/amina, el solvente rico (DEA RICA) ingresa a la torre regeneradora.
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Torre regeneradora
FIGURA 22: TORRE REGENERADORA DEL SOLVENTE (DEA)
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
FIGURA 23: CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LA TORRE REGEERADORA DEL SOLVENTE
Fuente: ASPE HYSYS V8.0
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FIGURA 24: CONDICIONES DE LA SALIDA DE LA CORRIENTE DE IMPUREZAS (GAS ACIDO)
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0 Y la simulación final queda como muestra la siguiente FIGURA 45: (ANEXO D)
FIGURA 25: PLANTA DE ENDULZAMIENTO CARRASCO CON SULFINOL
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0 Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
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FIGURA 26: TORRE DE ABSORCIÓN
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
FIGURA 27: CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LA TORRE DE ABSORCIÓN.
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
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FIGURA 28: CONDICIONES DE LA CORRIENTE DE GAS TRATADO (GAS DULCE)
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
FIGURA 29: CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL GAS TRATADO (GAS DULCE)
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
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. FIGURA 30: INTERCAMBIADOR DE CALOR AMINA/AMINA
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
FIGURA 31: CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LA TORRE REGENERADORA
Fuente: ASPEN HYSYS V8.0
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