Gas Natural y Condensados

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIE INGE NIERÍA RÍA

GAS NATURAL Y CONDENSADOS CONDEN SADOS

RESUMEN En este trabajo se estudiará el procesamiento del gas de Camisea.

Como el gas de Camisea contiene cantidades considerables de etano y propano y pequeñas cantidades de hidrocarburos mas pesados, se realizar la separación de líquidos de gas natural en la planta de las MALVINAS (cerca al campo de extracción), luego el gas seco es transportado por ductos hacia la planta de la MELCHORITA (ubicada en Pisco) donde es licuefactado, almacenado y distribuido a los buques metaneros para la exportación. En este informe se realiza el estudio de separación de líquidos de Gas Natural por turboexpansión criogénica y el estudio de la licuefacción del gas seco por el proceso de refrigeración en cascada optimizada “PHILLIPS” utilizando el software CHEMCAD, versión 6.

Asumiremos que el Gas Natural de alimentación tendrá un flujo de 5 millones de m3 estándar/día, ingresa a 20ºC y 50bar y tendrá la siguiente composición: TABLA 4.1: .1: Comp Compos osic ició ión n del gas de yac acim imie ien nto (gas (gas de Camis Camise ea) COMPONENTES COMPONE NTES DEL GAS % MOLAR Agua Nitrógeno Dióxido de carbono Metano Etano Propano i-Butano n-Butano C5+C6+CX

0.0046 0.7374 0.2754 82.2577 9.2444 5.0785 0.7007 1.1229 0.5784

Consideraremos también que: La extracción del CO2 y de deshidratación (hasta un valor menor a 1ppm) se lleva a cabo antes de la separación de líquidos de Gas Natural y no presentaremos la evaluación (simulación) de estas etapas, pero si utilizaremos la composición del gas luego de esta extracción como alimentación al proceso de separación. No se realiza la extracción del nitrógeno ya que este no trae problemas importantes de solidificación. Hay que aclara que es importante eliminar el nitrógeno para aumentar el poder calorífico del gas. 1

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CAPITULO I 1.1- CONCEPTOS FUNDAMENTALES 1.1.1 Gas Natural

El gas natural es un combustible fósil, que esta constituido por un conjunto de hidrocarburos que, en condiciones de reservorio, se encuentran en estado gaseoso en disolución con el petróleo. El gas natural puede presentarse en su estado natural como gas natural asociado y gas natural no asociado. Puede ser húmedo si tiene condensado, o ser seco si no lo contiene. Este término también es usado para designar el gas tratado que se abastece a la industria y a los usuarios usuarios comercial comerciales es y domésticos domésticos y tiene una calidad especificada. especificada. 1.1.2 Reservorios del Gas Natural

Los reservorios de petróleo o del gas natural están constituidos por rocas porosas y permeables ubicadas en el subsuelo. Un conjunto de reservorios similares constituyen un yacimiento, que puede ser de dos tipos: ·

Yacimiento de gas asociado, donde el producto principal es el petróleo.

·

Yacimiento de gas no asociado. En la costa norte del Perú (Talara) existen yacimientos de gas natural asociado. En la selva central (Aguaytía) y en la selva sur (Camisea) existen yacimientos de gas no asociado.

1.1.3 Componentes del Gas Natural

El principal componente componente del gas natural natural es el metano y usualm usualmente el contenido de metano en el gas natural es es no menor menor del 80%. 80%. Loa Loa otros componentes del gas natural, además de metano, son el etano, el propano, el butano y otras fracciones mas pesadas como el pentano, el hexano, el heptano, entre otros. La composición típica del gas natural puede variar dependiendo del hecho que el gas este o no asociado al petróleo, o de haber sido o no procesado en unidades industriales. Generalmente se lo encuentra con bajas cantidades de contaminantes como el nitrógeno, dióxido de carbono y compuestos de azufre. Las cantidades de los componentes del gas son importantes en el diseño de las unidades de procesamiento del gas natural.

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1.1.4 Explotación del gas natural

El gas natural, por sus precios competitivos y su eficiencia como combustible, permite alcanzar considerables economías a sus consumidores. Es el combustible de origen fósil más limpio, permitiendo una menor contaminación atmosférica. Es una alternativa energética que destacará en este siglo por su creciente participación en los mercados mundiales de la energía. Gracias a los avances tecnológicos desarrollados, los procesos de producción, transporte, distribución y utilización del gas no presentan riesgos ni causan impacto ambiental apreciable. El alto valor comercial de los LGN justifica su recuperación de la corriente de gas natural de pozo. La maximización de la producción de estos líquidos, resuelve el problema del déficit de hidrocarburos líquidos. La explotación del gas natural permite el desarrollo de todas las industrias que emplean combustibles y también el desarrollo de la industria petroquímica y siderúrgica, que emplean componentes del gas natural como materia prima. 1.1.5 Derivados del Gas Natural Gas Seco

Gas con relativamente pocos hidrocarburos diferentes al metano. Y los que contiene no se licuarán a temperatura y presión ambiente. El poder calorífico es típicamente alrededor de 1,000 Btu/pie cubico estándar. Líquidos del Gas Natural

Los líquidos del Gas Natural (LGN) o Liquefied Petroleum Gas (LPG), es una mezcla de porcentajes variables de propano y butano, que se comercializa en forma licuefactada. Para el consumo doméstico el GLP se distribuye a una presión promedio de 120 psig. Condensados

Es una mezcla de hidrocarburos constituida por pentano y mas pesados que permanece en estado líquido a condiciones atmosféricas y que se fraccionan en combustibles tales como gasolina, kero/turbo y diesel.

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1.1.6 Transporte y Distribución de los derivados del Gas Natural

Transporte y Distribución del Gas seco

El gas seco se transporta por medio de ductos. Los cuales están diseñados en función a los volúmenes de gas a ser transportado, distancias al mercado y características del fluido. La convivencia del transporte por medio de ductos es su economía y seguridad. El gas seco se licua y transporta en buques, cuando no es económico el transporte por gasoducto.

El gas seco se distribuye a los usuarios finales por medio de ductos. Para poder transportarlo o distribuirlo por medio de cilindros estos tendrían que tener especificaciones especiales y diferentes a los cilindros que transportan GLP, lo que implicaría costos de infraestructura, para envasarlo tendría que licuarse lo que alteraría su rango de seguridad. Transporte de Líquidos del Gas Natural

Para grandes volúmenes de producción de GLP y condensados es adecuado el transporte por ductos o marítimo, ya que el transporte por carretera, ferrocarril o fluvial es utilizado solo para pequeños volúmenes. Distribución de productos de fraccionamiento de los LGN

El GLP se distribuye en camión tanque, o en balones de 24 o 100 libras. Los demás combustibles resultantes del fraccionamiento de los LGN se distribuyen en camiones tanque.

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1.2.- GAS NATURAL LICUADO

El GNL es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no es económico llevar el gas al mercado directamente por gasoducto o indirectamente, transformado en electricidad. El gas natural es transportado como líquido a presión atmosférica y –160 ºC. La licuación reduce en 600 veces el volumen de gas transportado. Se dice que el GNL es un líquido criogénico. El término “criogénico” significa baja temperatura, generalmente por debajo de -73°C. El GNL es un líquido puro, con una densidad de alrededor del 45% de la densidad del agua. Existen estudios que demuestran la conveniencia económica del transporte de gas a través de gasoducto o como GNL, según la distancia a recorrer. Los siguientes gráficos permiten comparar económicamente el transporte de gas por gasoducto o en fase líquida (GNL). Figura 1: Transporte por gasoducto vs. GNL

Elaborado por la empresa ENI y se utilizó como base de estudio una capacidad de transporte de 1010 m3/año El eje de abscisas se refiere a millas náuticas. Una milla náutica equivale a 1,852 kilómetros. 5



Figura 2: Transporte por gasoducto vs. GNL (Elaborado el Instituto Francés del Petróleo)

Figura 3: Transporte por gasoducto vs. GNL

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1.2.2 cadena integrada del GNL

La cadena integrada del gas natural licuado se compone por tres eslabones: ü La licuación del gas, generalmente en una zona cercana al pozo y lindante con la línea costera. ü El transporte en buques metaneros. ü La regasificación e introducción a la red de transporte del país comprador. En la etapa de licuación, el gas natural se lleva a temperaturas inferiores a 160°C. En esta condición de temperatura, y a presión atmosférica, el gas natural sufre un cambio de estado, de gas a líquido, reduciendo 600 veces su volumen. Puede decirse que el rendimiento medio del proceso de licuación es del 90%. Esto quiere decir que el 10% del gas natural que ingresa a la planta de licuación, se pierde o se utiliza como fuente de energía para el proceso. El transporte en buques metaneros es el segundo eslabón de la cadena integrada del gas natural licuado. Actualmente hay dos tipos de barcos que se utilizan para el transporte de GNL. Los “de membrana” y los “de esferas”. Las capacidades de transporte rondan los 150.000 m3 de GNL por buque. Se estima que se llegará a una capacidad máxima de 250.000 m3. Ésta se considera el límite de lo técnicamente posible, ya que buques de mayor tamaño serían prácticamente innavegables. Actualmente, las operaciones de transporte están tomando importancia en la cuenta de resultados de las empresas que abarcan los tres eslabones de la cadena integrada del GNL. Como valor promedio, puede decirse que el transporte del gas natural licuado tiene un rendimiento del 95%. La regasificación es la tercera y última etapa. En ésta el volumen del gas aumenta 600 veces al pasar de estado líquido a gaseoso. Además, se le da al gas la presión con la que ingresará a la red de transporte por gasoductos. La regasificación presenta el rendimiento más alto dentro de la cadena integrada del GNL: 98%. En las Figuras siguientes se presentan dos esquemas de la cadena integrada del gas natural licuado. Figura 4: Esquema de la cadena integrada del GNL

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Figura 5: Esquema de la cadena integrada del GNL (Tomado de gas de Francia)

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CAPITULO II 2.1- PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

El gas natural que se obtiene principalmente en baterías de separación, esta constituido por metano y proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos y condensados C5+) y de contaminantes diversos. Al salir del yacimiento del gas natural debe someterse a tratamiento que le permita cumplir especificaciones para su transporte, procesamiento y consumo. El gas debe ser seco (sin hidrocarburos licuables a condiciones del transporte), dulce (se remueve el CO 2 y el H2S) y deshidratado (sin vapor de agua). Las etapas principales de procesamiento de gas son: Deshidratación o remoción del vapor de agua para prevenir la formación de sólidos hidrocarburo/agua llamados hidratos y la corrosión de la tubería de transporte y de los equipos de procesamiento. La deshidratación con glicol suele realizarse en la mayoría de los casos. La eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2) debido a sus propiedades corrosivas que afectarían a los ductos de transporte y a los usuarios finales. El gas alimentando se denomina ‘amargo’, el producto ‘gas dulce’ y el proceso se conoce como ‘endulzamiento’. Remoción de mercurio cuando esta presente en el gas. Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el endulzamiento. Remoción de nitrógeno para incrementar el poder calorífico del gas, lo cual a la vez disminuye el volumen a ser transportado. La recuperación o separación de etano e hidrocarburos licuables mediante alguna tecnología adoptada. En la actualidad, para los procesos de recuperación de LGN, se dispone de las siguientes tecnologías: · · · · · ·

Refrigeración Simple. Refrigeración en Cascada. Absorción Simple. Absorción Refrigerada. Absorción Mejorada. Turbo Expansión Criogénica.

Las propiedades físicas de los hidrocarburos que se emplean en el procesamiento del gas natural son muy importantes para el diseño de equipos e instalaciones. 9



2.2 PROCESOS PARA LICUACIÓN DE GAS NATURAL

El gas que alimenta a la planta de licuación, viene de los campos de producción. Los contaminantes que se encuentran en el gas natural se extraen para evitar que se congelen y dañen el equipo cuando el gas es enfriado a la temperatura del GNL (-161°C) y para cumplir con las especificaciones técnicas del gasoducto en el punto de entrega. El proceso de licuación puede ser diseñado para purificar el GNL a casi 100% metano. El proceso de licuación consiste en el enfriamiento del gas purificado mediante el uso de refrigerantes. La planta de licuación puede consistir en varias unidades paralelas, llamadas “trenes”. El gas natural es licuado a una temperatura aproximada de -160°C. Al licuarse el gas, su volumen se reduce por un factor de 600, lo que quiere decir que el GNL utiliza 1/600 del espacio requerido por una cantidad comparable de gas a temperatura ambiente y presión atmosférica. El GNL se almacena en tanques de paredes dobles a presión atmosférica. El tanque de almacenaje es en realidad un tanque dentro de otro tanque. El espacio anular entre las dos paredes del tanque está cubierto con un aislante. El tanque interno en contacto con el GNL, está hecho de materiales especializados para el servicio criogénico y la carga estructural creada por el GNL. Estos materiales incluyen acero al 9% níquel, aluminio y concreto pretensado. El tanque exterior está hecho generalmente de acero al carbono y concreto pre-tensado. El proceso de licuación en una planta puede resumirse de la siguiente manera: 1) Etapa de extracción de CO2: para evitar que se generen productos sólidos con la reducción de la temperatura, se realiza la purificación del gas por adsorción del dióxido de carbono y el agua existentes en el mismo, por medio de la aplicación de una corriente inversa de solución de mono-etanolamina (MEA) 2) Etapa de deshidratación y filtrado: se le extrae la humedad al gas hasta lograr valores menores a 1 ppm. Luego se realiza un filtrado para extraer trazas de mercurio y partículas sólidas, y además se produce la separación de los hidrocarburos pesados por condensación parcial. 3) Etapa de licuación y almacenamiento: se produce el enfriamiento necesario para su licuación. El GNL producido se envía al tanque de almacenamiento, el cual lo mantiene a su temperatura de licuación, operando a una presión de 20 a 70 mbar. El GNL es almacenado en tanques de paredes dobles a presión atmosférica, que más bien es un tanque dentro de otro. El espacio anular entre las dos paredes del tanque está cubierto con un aislante. El tanque interno en contacto con el GNL, está fabricado con materiales especializados para el servicio criogénico y la carga estructural creada por el propio peso del GNL. 10



La siguiente figura muestra el procedimiento típico para la obtención de GNL.

PROCESOS PARA LICUACIÓN DE GAS NATURAL

Los procesos de licuación de gas natural, a grandes rasgos, pueden dividirse en: 2.2.1 Procesos con refrig erante mixt o Es un ciclo de refrigeración tradicional –simple- que utiliza como fluido refrigerante a una mezcla de propano, etileno, metano y nitrógeno. 2.2.2 Procesos en cascada

Presenta dos primeras etapas (una de propano y otra de etileno) que respetan el ciclo frigorífico tradicional. La tercera etapa se basa en los trabajos realizados por Carl von Linde para licuar aire (lo que consiguió finalmente en 1895). El fluido frigorífico, en este caso es metano, pero el ciclo no es cerrado sino semi-abierto ya que la corriente de gas natural a licuar (CH4 en un 95% aproximadamente) se mezcla con el fluido frigorífico (metano puro) a la entrada del condensador y, lógicamente, no se puede licuar ya que intercambia calor con el propio metano. La licuación se produce al final por el efecto Joule-Thomson , al dejar expandir el gas hasta la presión atmosférica . Así, en este caso, el vaporizador no es un intercambiador como en los casos anteriores sino una válvula laminadora asociada a un cilindro de expansión o el mismo tanque de GNL. 11



En 1959 el ruso A. P. Klimenko demostró experimentalmente que el proceso de licuación de gas natural en cascada de 3 ciclos (3 refrigerantes, 3 compresores) se podía simplificar utilizando un sólo compresor con un único refrigerante: éste consistía en una mezcla de los tres refrigerantes anteriores y N2, en un proceso que él llamó “en cascada de 1 ciclo” pero que ahora todo el mundo conoce como “de refrigerante mixto”. 2.2.3 Ac tualmente

En la práctica, los procesos de licuación son complicadas combinaciones de etapas de enfriamiento en cascada o en paralelo, utilizando o no refrigerantes mixtos. Las diferencias entre los procesos que hoy se utilizan se relacionan con: 1) El número de circuitos de refrigeración 2) El tipo de refrigerante utilizado 3) El tipo de intercambiador Entre los procesos mas utilizados, podemos mencionar: Tres refrigerantes puros en cascada / Optimized Cascade “Phillips Petroleum” v Refrigerante mixto único con ciclo de pre-enfriamiento / APCI C3-MR “Air Products and Chemical Inc.” v Dos refrigerantes mixtos en cascada / Double Mixed Refrigerant (DMR) Shell v Tres refrigerantes mixtos en cascada / Mixed Fluid Cascade (MFC) “Linde / Statoil” v

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CAPITULO III

3.1 CONSIDERACIONES TÉCNICAS

En un proyecto de licuación de GNL el cliente o propietario de la planta aporta únicamente cuatro datos: la composición del gas a la entrada, la capacidad nominal de la planta, los requisitos de calidad de los productos y la zona del emplazamiento. El diseñador tiene que definir, a partir de esos datos, los siguientes conceptos básicos: ü ü ü ü ü ü

Tamaño y número de trenes de licuación Métodos de eliminación de gases ácidos y agua Proceso de enfriamiento y licuación (incluye intercambiadores criogénicos) Tipo y tamaño de turbinas para los compresores Medio refrigerante exterior (aire o agua) Tamaño y número de los tanques de almacenamiento

La capacidad unitaria de los trenes de licuación ha ido aumentando con los años, desde los 200.000 Nm3/h de gas que eran capaces de procesar en los años 60 y 70 como máximo, hasta los 800.000 Nm3/h que son normales hoy en día. Los factores que limitan el crecimiento son el tamaño del intercambiador criogénico (o cajas frías en otros casos) y la capacidad de los compresores. El número de trenes a instalar se decide conjuntamente con la capacidad de cada uno de ellos de forma de obtener el volumen total de GNL que se haya conseguido para comercializar. Todo estudio tecnológico dirigido a evaluar distintas tecnologías y seleccionar la más adecuada para un proyecto concreto debe partir de unas mismas Bases de Diseño, en particular: v v v v v v

Composición del gas natural a licuar Condiciones en límite de batería de la planta, tanto de entradas como salidas Condiciones del emplazamiento (temperaturas, humedad, etc.) Especificaciones de los productos (GNL, GLP, Condensado) Eficacia de los compresores de refrigeración Criterios económicos

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A continuación, para efectuar la selección definitiva se deben analizar comparativamente los siguientes parámetros: − Capacidad instalada − Potencia específica y eficacia − Posible capacidad del tren − Recuperación de GLP − Disponibilidad / fiabilidad − Flexibilidad del diseño y la operación − Necesidad de espacio − Plazo de entrega − Inversión y coste específico del GNL

La otra gran elección, junto con el proceso de licuación, son los compresores de los refrigerantes y el motor que los mueve. Otro tema es la refrigeración exterior –el “foco caliente” del ciclo- puede ser al agua del mar o el aire atmosférico. Hasta hace 10 años todas las plantas utilizaban agua, pero en la actualidad las ventajas han disminuido gracias a la disponibilidad de aero-refrigerantes muy potentes y de una energía eléctrica auto generada y más barata. Finalmente es necesario fijar el tamaño y número de los tanques de almacenamiento de GNL. Para ello lo primero que se hace es un estudio del transporte marítimo. Cuestiones de seguridad impuestas por los códigos aplicables, así como limitaciones en los materiales y métodos de construcción, impiden sobrepasar un tamaño determinado; no obstante, actualmente ya se construyen tanques de 160.000 m3 de capacidad (y se anuncian de 200.000 m3).

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CAPITULO IV 4.1 DESARROLLO DE LOS PROCESOS Se estudiará el procesamiento del gas de Camisea.

Como el gas de Camisea es un gas asociado, se realizar una separación de líquidos de gas natural en la planta de las MALVINAS (cerca al campo de extracción), luego el gas seco es transportado por ductos hacia la planta de la MELCHORITA (ubicada en Pisco) donde es licuefactado, almacenado y distribuido a los buques metaneros para la exportación. En este informe se realiza el estudio de separación de líquidos de Gas Natural por turboexpansión criogénica y el estudio de la licuefacción del gas seco por el proceso de refrigeración en cascada optimizada “PHILLIPS” utilizando el software CHEMCAD, versión 6. Asumiremos que el Gas Natural de alimentación tendrá un flujo de 5 millones de m3 estándar/día, ingresa a 20ºC y 50bar y tendrá la siguiente composición: TABLA 4.1: Composición del gas de yacimiento (gas de Camisea) COMPONENTES DEL GAS % MOLAR Agua 0.0046 Nitrógeno 0.7374 Dióxido de carbono 0.2754 Metano 82.2577 Etano 9.2444 Propano 5.0785 i-Butano 0.7007 n-Butano 1.1229 C5+C6+CX 0.5784

Consideraremos también que: La extracción del CO2 y de deshidratación (hasta un valor menor a 1ppm) se lleva a cabo antes de la separación de líquidos de Gas Natural y no presentaremos la evaluación (simulación) de estas etapas, pero si utilizaremos la composición del gas luego de esta extracción como alimentación al proceso de separación. No se realiza la extracción del nitrógeno ya que este no trae problemas importantes de solidificación. Hay que aclara que es importante eliminar el nitrógeno para aumentar el poder calorífico del gas.

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Por tanto, una vez extraídos el CO2 y el H2O, la composición del gas será: TABLA 4.2: Composición del Gas Natural luego de la extracción de CO2 y H2O (4.986 millones de m3 estándar/día) COMPONENTES Agua

% MOLAR 0

Nitrógeno

0.7395

Dióxido de carbono

0

Metano

82.4287

Etano

9.2704

Propano

5.0928

i-Butano

0.7027

n-Butano

1.1261

C5+C6+CX

0.5800

4.1.1 PROCESO DE SEPARACIÓN

Utilizaremos un proceso de separación criogénica de una torre, el cual se describe a continuación: El gas natural húmedo ingresará a la planta de separación a una presión de 50 bar y una temperatura de 25ºC, siendo luego expandido hacia una menor presión a través del expansor N-1, el líquido condensado es separado en un separador vertical S-1 y expandido a través de una válvula de expansión para luego entrar a la sección mas baja de la columna deetanizadora T-1 (plato # 22). El vapor separado en S-1 es dividido en dos porciones (en relación de 7 a 13). La primera porción es expandida en N-3 e ingresa a la columna deetanizadora en el plato #10. La segunda porción es enfriada con los intercambiadores E-1 y E-2 produciendo la condensación parcial del vapor. Esta mezcla es separada en S-2, el líquido es expandido a través de una válvula e introducido en la columna en el plato #5. El vapor sobrante es expandido en N-2 y finalmente introducido en el tope de la columna deetanizadora (plato # 2). La corriente de tope de la columna deetanizadora constituye el gas seco, que luego de enfriar una corriente de proceso pasa a dos compresores (C-1, C-2) y finalmente es almacenado o inyectado en las tuberías de distribución.

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DIAGRAMA DEL PROCESO DE SEPARACIÓN CIOGÉNICO DE UNA TORRE

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SIMULACIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN

Es necesario definir un seudocomponete que represente a los compuestos mas pesados que el butano (C5+). De acuerdo a la composición del gas, la masa molar promedio de estos compuestos es igual a 85.754g/mol, la cual es información suficiente para el simulador CHEMCAD. Las composiciones de los productos del proceso de separación se muestran en la tabla 4.3 y el balance de materia global de la unidad de separación se muestra en la tabla 4.4. TABLA Nº 4.3 Composición del Gas Seco y de los Líquidos del Gas Natural obtenidos en el proceso de separación criogénica de una torre (% molar) para 4.986 millones de m3 estándar/día de gas natural alimentado a 20ºC y 50 bar. CHEMCAD 6.0.1 Job Name: SEPARACION

Date: 10/30/2009

Stream No. Stream Name Temp C Pres bar Enth MJ/sec Vapor mole fraction Total kmol/sec Total kg/sec Total std L m3/h Total std V m3/h

19 GAS SECO -3.3424 29.0000 -189.96 1.0000 2.4424 44.4963 502.8852 197076.56

Time: 15:51:51 17 LIQUIDOS 74.7077 17.6520 -14.967 0.00000 0.1323 7.0862 46.0654 10673.49

Component mole % Water Nitrogen Carbon Dioxide Methane Ethane Propane I-Butane N-Butane C5+

0.000000 0.779520 0.000000 86.956197 9.770489 2.410149 0.049185 0.034442 0.000020

0.000000 0.000000 0.000000 0.000001 0.035916 54.624653 12.768544 21.281603 11.289289

TABLA Nº 4.4 Balance de materia de la unidad de separación CANTIDAD(Kg/s)

ALIMENTACION DE LA UNIDAD

51.5826

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SECO

44.4963

PRODUCCIÓN DE LÍQUIDO DE GAS NATURAL

18

7.0862



En los siguientes cuadros se especifican las condiciones óptimas de operación: CUADRO Nº 4.1.- Recipientes del proceso de separación criogénico de una torre (CAPACIDAD DE LA PLANTA: 5 millones de m3 estándar/día) IDENTIFICACIÓN EQUIPO

S-1

S-2

SEPARADOR

SEPARADOR

FLASH VERTICAL

FLASH VERTICAL

29.42

29.42

-6.21

-50.41

PRESION DE OPERACIÓN (bar) TEMPERATURA DE OPERACIÓN (ºC)

IDENTIFICACIÓN

T-1

EQUIPO

DEETANIZADORA

PRESION DE OPERACIÓN (bar)

17.65

TEMPERATURA EN EL TOPE (ºC)

-54.84

TEMPERATURA EN EL FONDO (ºC)

74.65

NÚMERO DE PLATOS

30

PLATO DE ALIMENTACIÓN LÍNEA 5

22

LÍNEA 7

10

LÍNEA 12

5

LÍNEA 14

2

19



CUADRO Nº 4.2.- Equipos de transferencia de calor del proceso de separación criogénico de una torre IDENTIFICACIÓN

E-1

E-2

INTERCAMBIADOR INTERCAMBIADOR

EQUIPO

DE CALOR

DE CALOR

3.97

1.47

Tent/Tsal tubos (ºC)

-6.21/-40.00

-54.84/-40.00

Tent/Tsal coraza (ºC)

-42.05/-42.05(*)

-40.00/-50.42

U(KW/m2ºC)

581.5

374.18

ÁREA TOTAL (m2)

587.75

314.83

Tubos

29.42

17.65

Cascos

1.03

29.42

CARGA TÉRMICA (MJ /s)

PRESIÓN DE OPERACIÓN (bar)

(*) Punto de ebullición normal del propano IDENTIFICACIÓN

E-3 REBOILER de

EQUIPO

T-1

CARGA TÉRMICA(MJ /s)

2.91

RELACION DE REFLUJ O

1.50

PRESIÓN DE OPERACIÓN Tubos

1.03

Cascos

17.65

MEDIO DE

Dowtherm Q

CALENTAMIENTO

20



CUADRO Nº 4.3.- Compresores del proceso de separación criogénico de una torre IDENTIFICACIÓN

C-1

C-2

Presión de entrada (bar)

17.65

20.50

Presión de salida (bar)

20.50

29.00

Potencia real (KW)

804.59

1991.80

80

80

Eficiencia %

CUADRO Nº 4.4.- Expansores del proceso de separación criogénico de una torre IDENTIFICACIÓN

N-1

N-2

N-3

Presión de entrada (bar)

50.00

29.42

29.42

Presión de salida (bar)

29.42

17.65

17.65

2109.71

854.41

669.35

80

80

80

Potencia real (KW) Eficiencia %

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4.1.2 PROCESO DE LICUEFACCIÓN

La alimentación a este proceso es el gas seco obtenido en la separación de los LGN. La presión elevada del gas seco obtenido es con el fin de inyectarlo directamente al gasoducto para que pueda llegar hasta planta de la Lobería. Si a su llegada a la planta de licuefacción aún tiene una alta presión, se puede utilizar para generar electricidad con turbinas, pues para la licuefacción no se necesitan presiones elevadas. Suponiendo que el gas que alimenta al proceso de licuefacción ingresa a esta etapa a 5 bar y 12ºC (sugerencia del profesor), el proceso de licuefacción en cascada optimizado PHILLIPS se describe a continuación: El gas seco que llega a través del gasoducto ingresa 12ºC y 5 bar al primero de tres intercambiadores de calor en serie, donde hay tres corrientes de refrigerantes puros: Uno de propano, otro de etileno y el último de metano. El gas enfriado -32ºC pasa al segundo intercambiador donde se enfría aún más con dos de las tres corrientes de enfriamiento mencionadas, estas son: La corriente de etileno y la de metano. Finalmente ya mas frío (-96ºC), es gas ingresa al tercer y último intercambiador de calor con refrigerante metano puro, de donde sale a -155ºC. Esto se muestra en el siguiente esquema.

DIAGRAMA DEL PROCESO DE LICUEFACCIÓN

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SIMULACIÓN DEL PROCESO DE LICUEFACCIÓN

El gas de alimentación tiene las condiciones de presión, temperatura y la composición indicada en el siguiente cuadro: CHEMCAD 6.0.1 Page 1 Job Name: LICUEFACCIÓN P4

Date: 04/11/2009


Time: 03:09:15

1 GAS SECO 12.0000* 2.0000* -186.82 1.0000 2.4424 44.4963 502.8853 197076.67

Component mole fractions Nitrogen 0.007795 Methane 0.869562 Ethane 0.097705 Propane 0.024101 I-Butane 0.000492 N-Butane 0.000344 Ethylene 0.000000

Las cantidades de refrigerante que se deben utilizar para licuar este gas, son las siguientes:

REFRIGERANTE Metano Etileno Propano

FLUJ O MÁSICO (kg/s) 45.0 22.0 10.0

23



RESULTADOS

MODELOS PARA EL CÁLCULO DE PROPIEDADES TERMODINÁMICAS CHEMCAD 6.0.1 Page 1 Job Name: LICUEFACCIÓN PF ID # 1 2 3 4 5 6 7

Date: 04/11/2009

COMPONENTS Name 46 Nitrogen 2 Methane 3 Ethane 4 Propane 5 I-Butane 6 N-Butane 22 Ethylene

Time: 03:04:46

Formula N2 CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C4H10 C2H4

THERMODYNAMICS K-value model : UNIFAC No correction for vapor fugacity Enthalpy model : Latent Heat Liquid density : Library Std vapor rate reference temperature is 0 C. Atmospheric pressure is 1.0132 bar. * Component ID 46 does not have UNIFAC subgroups. * Component ID 2 does not have UNIFAC subgroups. * Component ID 22 does not have UNIFAC subgroups.

PRODUCTO CHEMCAD 6.0.1 Page 1 Job Name: LICUEFACCIÓN PF

Date: 04/11/2009


Time: 03:21:18

7 LNG -154.3922 2.0000 -210.64 0.61401 2.4424 44.4963 502.8853 197076.67

Component mole fractions Nitrogen 0.007795 Methane 0.869562 Ethane 0.097705 Propane 0.024101 I-Butane 0.000492 N-Butane 0.000344 Ethylene 0.000000

24



A continuación mostramos los balances de materia y energía, así como las condiciones de operación óptimas.

BALANCE GLOBAL DE MATERIA: CHEMCAD 6.0.1 Page 1 Job Name: LICUEFACCIÓN PF

Date: 04/11/2009

Time: 05:27:28

Calculation mode : Sequential Flash algorithm : Normal 1 1

10

Equipment Calculation Sequence 11 3 4 5 6 9 2 12

7

8

10

Equipment Recycle Sequence 11 3 4 5 6 9 2 12

7

8

Recycle Cut Streams 19 13 6 10 Recycle Convergence Method:

Direct Substitution

Max. loop iterations

40

Recycle Convergence Tolerance Flow rate Temperature Pressure Enthalpy Vapor frac.

1.000E-003 1.000E-003 1.000E-003 1.000E-003 1.000E-003

Recycle calculation has converged. CHEMCAD 6.0.1 Page 2 Job Name: LICUEFACCIÓN PF Overall Mass Balance Input Nitrogen Methane Ethane Propane I-Butane N-Butane Ethylene Total

Date: 11/11/2009

Time: 05:27:28

kmol/sec Output Input 0.019 0.019 2.124 2.124 0.239 0.239 0.059 0.059 0.001 0.001 0.001 0.001 0.000 0.000

Output 0.533 34.073 7.176 2.596 0.070 0.049 0.000

0.533 34.073 7.176 2.596 0.070 0.049 0.000

2.442

44.496

44.496

2.442

25

kg/sec



BALANCE DE ENERGÍA EN LOS COMPRESORES CHEMCAD 6.0.1 Page 1 Job Name: LICUEFACCIÓN PF

Date: 04/11/2009

Time: 05:31:50

Compressor Summary Equip. No. Pressure out bar Type of Compressor Efficiency Actual power kW Cp/Cv Theoretical power kW Ideal Cp/Cv Calc Pout bar Calc. mass flowrate

10 Name 45.0000 1 0.7500 28988.7383 1.3481 21741.5527 1.3323 45.0000 45 (kg/sec)

7 19.0000 1 0.7500 6635.4658 1.3060 4976.5991 1.2873 19.0000 21

4 7.0000 1 0.7500 1178.9373 1.1514 884.2029 1.1342 7.0000 10

BALANCE DE ENERGÍA EN LOS CONDENSADORES

CHEMCAD 6.0.1 Page 1 Job Name: LICUEFACCIÓN PF

Date: 04/11/2009

Time: 05:34:00

Heat Exchanger Summary Equip. No. 1st Stream VF Out Calc Ht Duty MJ/sec LMTD Corr Factor 1st Stream Pout bar

11 Name 0.1000 -41.6873 1.0000 45.0000

26

8 0.0500 -14.1716 1.0000 19.0000

5 0.0100 -4.7697 1.0000 7.0000

Gas Natural y Condensados

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