Instalaciones en superficie Introducción.El gas natural es un recurso no renovable, que debido a sus características combustibles se le ha dado una amplia gama de aplicaciones que van desde el uso doméstico hasta las diversas ramas industriales. Para que este combustible pueda ser utilizado es conveniente que pase por un proceso de purificación, que es denominado endulzamiento ya que el gas tal como es extraído de los yacimientos, contiene algunos compuestos indeseables como el ácido sulfhídrico, bióxido de carbono y agua, los que ocasionan contaminación, corrosión y restan poder calorífico al gas. Todo gas natural de producción esta totalmente saturado con agua en su face de vapor, por que proviene de un yacimiento saturado (en equilibrio) con agua. Además generalmente el gas contiene CO2 y H2S que se remueven con soluciones acuosas tales como aminas, carbonato de potasio,etc, que saturan el gas con agua. A fin de remover la mayor cantidad de agua, es necesario deshidratar el gas por las siguientes razones: 1.- Evitar formación de hidratos. 2.- Cumplir con especificaciones como gas de venta. 3.- minimizar corrosión.
objetivos Tipos de separadores de gas natural. Desarrollo del funcionamiento de un separador y tipos de separadores. Descripción de la utilidad, usos y características de un separador. Estudio de ERM(estaciones de regulación y medición)usos y características. Métodos de adulzamiento. Métodos de deshidratación,
Desarrollo.Separadores de petróleo y gas. gas. El término "separador de petróleo y gas" en la terminología del argot petrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes formas:
Separador de petróleo y gas. Separador. Separador por etapas. Trampa. Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención, retenedor de agua, retenedor de líquido. Cámara de separación flash flash,, recipiente de separación flash, o trampa de separación flash. Separador por expansión o recipiente de expansión. Depurador (depurador de gas), de tipo seco o húmedo. Filtro (filtro de gas), de tipo seco o húmedo. Filtro-Separador.
Los términos "Separador de petróleo y gas", "Separador", "Separador por etapas", "Trampa", se refieren a un separador de petróleo y gas convencional. Estos recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de producción o plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques para separar los fluidos producidos del pozo, en líquido y gas. Un Recipiente de retención , tambor de retención , trampa de retención puede ser utilizado para remover solo agua del fluido de pozo o remover todo el líquido, petróleo más agua, del gas. En el caso de un retenedor de agua utilizado cerca del cabezal del pozo, el gas y el petróleo son descargados normalmente juntos, y el agua libre es separada y descargada del fondo del recipiente. Un retenedor de líquido es utilizado para remover todo el líquido del gas. El agua y los hidrocarburos líquidos son descargados juntos del fondo del recipiente, y el gas es descargado por el tope. Funcionamiento.Una cámara de separación flash (recipiente o trampa) se refiere normalmente a un separador convencional de petróleo y gas operado a baja presión, con el líquido de un separador de alta presión iniciando la liberación flash dentro de este. Esta cámara de separación flash es frecuentemente la segunda o tercera etapa de separación, donde el líquido empieza a descargarse desde la cámara de separación flash hacia almacenamiento. Un recipiente de expansión es el separador de primera etapa en una unidad de baja temperatura o separación fría. Este recipiente puede ser equipado con un serpentín de calentamiento para derretir los hidratos, o un líquido inhibidor de hidratos (tal como glicol) puede ser inyectado al momento de la entrada de fluido del pozo antes de la expansión en el recipiente. Un depurador de gas puede ser similar a un separador de petróleo y gas. Normalmente este maneja fluidos que contienen menos líquido que el producido de pozos de petróleo y gas. Los depuradores de gas son usados normalmente en recolección de gas, ventas ventas,, y líneas de distribución donde no se requiere manejar tapones o baches de líquidos, como es a menudo el caso con separadores de petróleo y gas. El depurador de gas tipo seco utiliza extractores de neblina y otros internos similares a los de separadores de petróleo y
gas. El depurador de gas tipo húmedo pasa la corriente de gas a través de un baño de petróleo u otro liquido que limpie polvo y otras impurezas del gas. El gas es pasado a través de un extractor de neblina donde todo el líquido removible es separado de este. Un "depurador" puede referirse a un recipiente utilizado aguas arriba de cualquier recipiente o unidad que procese gas para proteger la unidad o recipiente aguas abajo, de líquido hidrocarburo y/o agua. El "filtro" (filtro de gas o filtro/separador) se refiere a un depurador de gas tipo-seco; especialmente si la unidad es utilizada en principio para remover el polvo de la corriente de gas. Un medio filtrante es utilizado en los recipientes para remover polvo, finos, herrumbre y otros materiales extraños del gas. Tales unidades removerán líquido del gas. Los separadores de petróleo y gas son fabricados en tres configuraciones básicas: vertical, horizontal y esférico
Separadores Verticales
Las aplicaciones para los separadores verticales de gas y petróleo incluyen lo siguiente:
Fluidos del pozo que tienen una alta relación gas-líquido. Fluidos del pozo que contienen cantidades apreciables de arena, lodo, y sólidos similares finamente divididos. Instalaciones con limitaciones de espacio horizontal pero con pocas o ninguna limitación de altura, tales como plataformas de producción costa-fuera. Fluidos del pozo donde el volumen puede variar ampliamente e instantáneamente, tales como pozos de levantamiento por gas intermitente (intermitent gas lift). Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación de líquido o coalescencia. Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente con líquido entrampado en el gas. Donde la economía favorece al separador vertical. Separadores Horizontales
Las aplicaciones para los separadores horizontales de gas y petróleo incluyen lo siguiente:
Separación liquido/liquido en instalaciones con separador trifásico para obtener una separación agua-petróleo más eficiente. Separación del crudo espumante donde la mayor área de contacto gas-líquido del recipiente horizontal permitirá y/o causará un rompimiento más rápido de la espuma y una separación gas-líquido más eficiente. instalaciones donde limitaciones de altura indican el uso de un recipiente horizontal debido a su forma. Fluido de pozo con una alta relación gas-petróleo (RGP). Pozos con tasa de flujo relativamente constante y con poco o ningún cabeceo o surgencia de líquido. Donde unidades portátiles son requeridas tanto para uso de prueba como producción. Donde unidades múltiples pueden ser apiladas para conservar espacio de planta.
Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente con líquido entrampado en el gas. Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación de líquido o coalescencia. Donde la economía favorece al separador horizontal. Separadores Esféricos
La siguiente es una lista de las aplicaciones para los separadores esféricos de petróleo y gas.
Fluidos del pozo con altas relaciones gas-petróleo, tasas de flujo constante, si cabezos ni baches. Instalaciones donde existe limitaciones de altura y espacio horizontal. Aguas debajo de unidades de procesos, tales como deshidratadores de glicol y endulzadores de gas, para depurar y recuperar los fluidos de procesos tales como la amina y el glicol. Instalaciones donde la economía favorece los separadores esféricos. Instalaciones que requieren un separador pequeño donde un hombre pueda transportar un separador esférico a la localización e instalarlo. Depurador para combustible y gas de proceso para uso de planta y o campo.
Utilidad o usos.Funciones Principales de los Separadores de Gas-Petróleo La separación de gas del petróleo puede iniciarse una vez que los fluidos fluyen a través de la formación hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a través de la tubería de producción, líneas de flujo y equipos de manejo en superficie. Bajo ciertas condiciones, el fluido puede ser separado en su totalidad en líquido y gas antes de que este alcance el separador de petróleo y gas. En tales casos, el recipiente separador proporciona solo una "ampliación" para permitir que el gas y el líquido descender hacia sus respectiva salidas. Remover Petróleo del Gas La diferencia en densidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puede permitir una separación aceptable en un separador de petróleo y gas. Sin embargo, en algunas instancias, es necesario utilizar algunos dispositivos mecánicos comúnmente referidos como "extractores de neblina" para remover liquido del gas antes de que este sea descargado del separador. Remover Gas del Petróleo Las características físico-químicas del petróleo y estas condiciones de presión y temperatura determinan la cantidad de gas que este contendrá en solución. La tasa a la cual el gas es liberado de un petróleo dado es una función del cambio en la presión y temperatura. El volumen de gas que un separador removerá del petróleo crudo depende de (1) características físico-químicas del crudo, (2) la presión de operación, (3) la
temperatura de operación, (4) tasa de entrampamiento, (5) tamaño y configuración del separador, y (6) otros factores. La tasa de entrampamiento y nivel de liquido en el separador determinan el tiempo de "retención" o "asentamiento" del petróleo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos es generalmente adecuado para obtener una separación satisfactoria de crudo y gas, a menos que se este manejando crudo espumante. Cuando el crudo espumante es separado, el tiempo de retención debe ser incrementado de 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y el diseño del separador. Separación Agua - Petróleo En algunas instancias es preferible separar y remover el agua del fluido antes de que este fluya a través de las reducciones de presión, tales como las causadas por los estranguladores y válvulas. Tales remociones de agua pueden prevenir dificultades que podrían ser causadas aguas abajo por la misma, tales como corrosión, formación de hidratos, y formación de emulsiones que pueden ser difíciles de resolver. El agua puede ser separada del petróleo en un separador trifásico mediante el uso de químicos y separación gravitacional. Si el separador trifásico no es lo suficientemente grande para separar el agua adecuadamente, esta puede ser separada en un recipiente de retención de agua libre, instalado aguas arriba o aguas abajo de los separadores. Si el agua esta emulsionada, será necesario utilizar un tratamiento demulsificante para remover esta.
Funciones Secundarias de los Separadores de Petróleo y Gas
Mantenimiento de la Presión Óptima Para un separador de petróleo y gas llevar a cabo sus funciones principales, la presión debe ser mantenida de manera tal que el líquido y el gas puedan ser descargados a su respectivo procesamiento o sistema de recolección. La presión es mantenida dentro del separador utilizando una válvula de contrapresión de gas en cada separador o con una válvula maestra de contrapresión que controle la presión en unidad de dos o más separadores. En la figura 1.4 se muestra una válvula de contrapresión de gas de baja presión típica, y la figura 1.5 muestra una válvula de contrapresión de gas de alta presión utilizada para mantener la presión deseada en los separadores.
La presión óptima que debe mantener el separador es la presión que resultará en el rendimiento económico más alto de la venta de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. Esta presión óptima puede ser calculada teóricamente o determinada por pruebas de campo. Características.Un separador de gas y petróleo generalmente incluye las siguientes componentes y características esenciales.
Un recipiente que incluye (a) sección y/o dispositivo para la separación primaria, (b) sección de asentamiento "por gravedad" secundaria, (c) extractor de neblina para remover pequeñas partículas de liquido del gas, (d) salida del gas, (e) sección de asentamiento de liquido (separación) para remover el gas o vapor del petróleo (en una unidad trifásica, esta sección separa agua del petróleo), (f) salida del petróleo, y (g) salida del agua (unidad trifásica). Adecuada Capacidad volumétrica de líquido para manejar "baches" de los pozos y líneas de flujo. Adecuado diámetro y altura o longitud del recipiente para permitir que se separe más liquido del gas de forma tal que el extractor de neblina no sea sobrecargado de líquido. Un mecanismo de control del nivel de líquido en el separador, el cual normalmente incluye un controlador del nivel de líquido y una válvula de diafragma en la salida del petróleo. Para operación trifásica, el separador debe incluir un controlador del nivel de líquido en la interfase agua-petróleo y una válvula de control de descarga de agua.
Una válvula de alivio de presión en la salida de gas para mantener una presión estable en el recipiente. Dispositivos de alivio de presión.
En muchos sistemas de equipos de producción en superficie, el separador de gaspetróleo es el primer recipiente hacia donde fluyen los fluidos del pozo luego de ser levantados a superficie. Si embargo, otros equipos tales como calentadores y retenedores de agua, pueden ser instalados aguas arriba del separador. ERM( estaciones de regulación y medición)
Funcionamiento.- El gas natural que se suministra a la turbina ha de tener unas condiciones muy determinadas. Debe tener una presión en un rango concreto, debe llegar a una temperatura correcta y el grado de limpieza debe estar controlado. Además, la composición química del gas natural tiene que estar controlada. Por último, debe conocerse la cantidad de gas que se consume y su poder calorífico, a efectos de facturación del combustible consumido. La estación de regulación y medida (ERM) tendrá como función regular la presión del suministro de gas a la turbina para mantener siempre una presión constante y medir la cantidad suministrada a la instalación. El sistema de medición debe cumplir con los requerimientos de la compañía suministradora. Utilidad o usos.-
Por lo tanto las principales funciones de la estación de gas son: ·
Que el gas que se reciba en la turbina tenga una presión constante y dentro de unos rangos muy concretos ya que la presión del gas suministrado a la ERM puede variar dependiendo del gaseoducto que nos alimentemos, si nos alimentamos de depósitos propios la podremos regular nosotros más fácilmente, no dependiendo que otro consumidor nos pueda tirar la presión de dicho gaseoducto al consumir mucho de repente.
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Que la temperatura sea la adecuada, para evitar la formación de hielo por la condensación del vapor de agua.
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Que el gas se reciba limpio, sin partículas que puedan ocasionar problemas.
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El caudal y la composición deben ser conocidos.
Figura 1. Esquema del proceso realizado en la ERM. Características.- Una estación de regulación y medida esta compuesta principalmente por los siguientes equipos:
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Filtros : limpian el gas de las posibles impurezas sólidas que se pudiesen
arrastrar. Pueden ser de varios tipos: de cartucho, ciclónicos, etc. Además de los filtros anteriores se colocan otros antes de la turbina para conseguir un filtrado más fino, intentando que no pase ninguna impureza. Válvulas reductoras de presión: si el gas tiene más presión de la que se
necesita en al turbina, tendrá que atravesar unas válvulas reductoras de presión hasta ajustarse a la necesaria. Compresor para el aumento de presión: si por el contrario el gas de la línea
de suministro tiene una presión inferior a la necesaria, será necesario comprimirlo. Es posible que subsistan los dos sistemas (compresión y expansión) en la misma ERM, ya que la presión del gas puede fluctuar, por efectos sobre el suministro de otros consumidores.
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Sistema de precalentamiento para elevar el punto de rocío , debe disponerse
de un sistema de calefacción para evitar congelaciones del agua que pudiera contener el gas. Hay que tener en cuenta que ante una expansión, el gas pierde temperatura. Si como efecto de una expansión la temperatura bajara por debajo del punto de rocío, el agua contenida podría congelarse, provocando la formación de hielo, cosa que no interesa ya que serían como proyectiles, sobre todo en la turbina de gas. El gas se calienta sólo ligeramente, hasta alcanzar los 15 o 20 grados. ·
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Sistema de calentamiento para la inyección del gas a turbina : antes de
entrar en la turbina, y para una correcta combustión, el gas se calienta nuevamente, ya ajustado en presión, y puede alcanzar temperaturas de entre 25 y 140 ºC en la entrada. Para este calentamiento suele tomarse vapor del ciclo, utilizando intercambiadores, también pueden utilizarse calentadores eléctricos. Cromatógrafo y Caudalímetro : la compañía suministradora necesita, para
facturar, que se instalen caudalímetros para saber el caudal de gas consumido. Además, hay que tener en cuenta que el gas no se factura por volumen o peso, sino que se factura como energía (actualmente se hacer por kWh, anteriormente la unidad era la termia, 1 termia = 1 millón de calorías, por tanto, es necesario saber cuál es el poder calorífico del gas, pues el caudalímetro nos dará el volumen de gas que ha atravesado la línea. Para conocer este poder calorífico se instala un cromatógrafo, debidamente calibrado, que se encargará de aportar el dato de la composición y el poder calorífico del gas. Habitualmente, caudalímetros y cromatógrafos pueden estar duplicados, pues las cantidades de dinero que se facturan a través de ellos justifica sobradamente la instalación de equipos de reserva.
COMPRESORES Funcionamiento.Por la abundante bibliografía del tema, únicamente se hará remembranza de lo que significa un proceso de compresión por etapas, el cual es materia del presente trabajo. Las presiones creadas por los compresores que funcionan en los esquemas tecnológicos industriales son bastantes altas. Sin embargo, es muy difícil obtener una alta presión en una sola etapa de compresión; para lograrlo, necesariamente hay que enfriar el gas lo más intenso posible en el proceso de compresión, y luego, efectuar la compresión en las etapas sucesivamente unidas, realizando el descenso de la temperatura del gas en los interenfriadores conectados en el flujo entre las etapas. El esquema de principio del proceso de compresión por etapas se muestra en la figura 1.
El empleo de la compresión por etapas produce un gran ahorro de energía empleada para accionar el compresor. Esto se puede ver claramente en el diagrama presión –volumen de un compresor de tres etapas de la figura 2.
Utilidad y usos.Una PCGN (Figura 3) es toda instalación localizada en tierra (baterías) o en alta mar (plataformas marinas), cuya finalidad es comprimir el gas producido por los reservorios aledaños para los siguientes fines: a) Generar el ascenso de petróleo en aquellos pozos que producen gas asociado. b) Inyectarlo a dichos pozos para mantener su presión. c) Venderlo a aquellas plantas procesadoras de gas para su posterior venta como combustible de uso doméstico, para procesos industriales o para generar energía eléctrica en centrales termoeléctricas.
ESQUEMA DE PRINCIPIO DE LA PLANTA DE COMPRESION DE GAS NATURALMotor
Caracteristicas.La capacidad real de un compresor es menor que el volumen desplazado del mismo, debido a razones tales como:
Caída de presión en la succión. Calentamiento del aire de entrada. Expansión del gas retenido en el volumen muerto. Fugas internas y externas. 2.- TIPOS DE COMPRESORES. DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO: COMPRESORES DE EMBOLO
VETILADORES COMPRESORES VENTILADORES NO COMPRESORES
DE DESPLAZAMIENTO NO POSITIVO, O DINAMICOS: VENTILADORES CENTRÍFUGOS DE FLUJO RADIAL. COMPRESORES DE FLUJO AXIAL. COMPRESORES DE FLUJO MIXTO.
COMPRESORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO. Los tipos de desplazamiento positivo son de dos categorías básicas: Reciprocantes y Rotatorias. El compresor reciprocante tienen uno o más cilindros en los cuales hay un pistón o embolo de movimiento alternativo que desplaza un volumen positivo en cada carrera. Los rotatorios incluyen los tipos de lóbulos, espiral, aspas o paletas y anillo de liquido. Cada uno con una carcasa, o con mas elementos rotatorios que se acoplan entre sí, como los lóbulos o las espirales, o desplazan un volumen fijo en cada rotación.
Tratamiento y acondicionamiento del gas natural.Cadena del gas natural
Operaciones de transformación El proceso de producción del gas natural es simple y muy parecido al del petróleo. Primero, el gas natural se extrae por medio de perforaciones en pozos terrestres o en los océanos, después de transporta por gasoductos (por tierra) o buques (por mar) hasta la planta de depurado y transformación para ser conducido después hacia una red de gas o a las zonas de almacenamiento. Exploración La exploración es una etapa muy importante del proceso. En el transcurso de los primeros años de la industria del gas natural, cuando no se conocía muy bien el producto, los pozos se perforaban de manera intuitiva. Sin embargo, hoy en día, teniendo en cuenta los elevados costos de extracción, las compañías no pueden arriesgarse a hacer excavaciones en cualquier lugar. Los geólogos juegan un papel importante en la identificación de napas de gas. Para encontrar una zona donde es posible descubrir gas natural, analizan la composición del suelo y la comparan a las muestras sacadas de otras zonas donde ya se ha encontrado gas natural. Posteriormente llevan a cabo análisis específicos como el estudio de las formaciones de rocas a nivel del suelo donde se pudieron haber formado napas de gas natural. Las técnicas de prospección han evolucionado a lo largo de los años para proporcionar valiosas informaciones sobre la posible existencia de depósitos de gas natural. Cuanto más precisas sean las técnicas, mayor será la posibilidad de descubrir gas durante una perforación. Extracción El gas natural se extrae cavando un hueco en la roca. La perforación puede efectuarse en tierra o en mar. El equipamiento que se emplea depende de la localización de la napa de gas y de la naturaleza de la roca. Si es una formación poco profunda se puede utilizar perforación de cable. Mediante este sistema una broca de metal pesado sube y baja repetidamente en la superficie de la tierra. Para prospecciones a mayor profundidad, se necesitan plataformas de perforación rotativa. Este método es el más utilizado en la actualidad y consiste en una broca puntiaguda para perforar a través de las capas de tierra y roca Una vez que se ha encontrado el gas natural, debe ser extraído de forma eficiente. La tasa de recuperación más eficiente representa la máxima cantidad de gas natural que puede ser extraída en un período de tiempo dado sin dañar la formación. Varias pruebas deben ser efectuadas en esta etapa del proceso. Lo más común es que el gas natural esté bajo presión y salga de un pozo sin intervención externa. Sin embargo, a veces es necesario utilizar bombas u otros métodos más complicados para obtener el gas de la tierra. El método de elevación más difundido es el bombeo de barra. Tratamiento El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento y refinado del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las diferentes aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos líquidos del
gas natural y después una separación entre los diferentes elementos que componen los líquidos. Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cuatro etapas
i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables. ii) Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2). iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces, para comercializarlo. iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora. v) Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósferay por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.
Transporte y almacenamiento Una vez tratado, el gas natural pasa a un sistema de transmisión para poder ser transportado hacia la zona donde será utilizado. El transporte puede ser por vía terrestre,
a través de gasoductos que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de diámetro. Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones de compresión a lo largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión. Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino. Los gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energía pues el sistema es fijo y subterráneo. El gas natural puede también ser transportado por mar en buques . En este caso, es transformado en gas natural licuado (GNL). El proceso de licuado permite retirar el oxígeno, el dioxido de carbono, los comp onentes de azufre y el agua. Los elementos principales de este proceso son una planta de licuado, barcos de transporte de baja temperatura y presurizados y terminales de regasificación. Antes de llegar al consumidor, el gas natural puede ser almacenado en depósitos subterráneos para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones estacionales de la demanda. Estos depósitos están generalmente situados cerca de los mercados consumidores de tal forma que las empresas de distribución de gas natural pueden responder a los picos de la demanda y proporcionar el gas a sus clientes continuamente y sin demora. Durante los períodos de poca actividad, las empresas de distribución pueden vender el gas natural en el mercado físico
Deshidratación del gas natural.Método de inhibición de hidratos.La formación de hidratos puede prevenirse deshidratando tanto el gas como el liquido, para eliminar la formación de agua condensada en fase liquida o solida. Sin embargo en algunos casos este proceso puede no ser práctico o económico. En estos casos, la inhibición puede ser un método efectivo para la formación de hidratos. En la inhibición se inyecta glicol o metanol a una corriente de proceso, donde se combina con la fase condensada acuosa para bajar la temperatura de formación de hidrato a una presión dada. Tanto el glicol como el metanol pueden ser recuperados en la fase acuosa para ser generados y ser inyectados. Para procesos de inyección continua hasta-40 0f , normalmente los glicoles ofrecen unas ventajas económicas comparadas con la recuperación de metanol por destilación. Sin embargo, a temperaturas criogénicas por debajo de -40 0f , el metanol se favorece por su baja viscosidad lo que facilita su separación del hidrocarburo por gravedad y por que la viscosidad del glicol se vuelve excesiva dificultando la separación efectiva. Es de anotar que normalmente el metanol se inyecta puro. Los glicoles usados para inhibir hidratos son el etilen (EG), dietilen(DEG) y trietilen(TEG) glicol, siendo el mas popular el etilen glicol por su bajo costo, baja viscosidad y baja solubilidad en hidrocarburos líquidos.
Para que la inhibición sea efectiva, el inhibidor debe estar presente en el punto exacto en el cual el gas húmedo es enfriado a su temperatura de hidrato. Por ejemplo, en plantas de refrigeración glicol se inyecta en forma de rocio a la de lado de los tubos del intercambiador gas-gas, y cuando el agua condensa, el inhibidor esta presente para mezclarse en ella y prevenir la formación de hidratos. La inyección debe ser de forma tal que permita una buena distribución a través de cada tubo o placas, en intercambiadores de calor operando por de bajo de la temperatura de hidrato del gas.
Método de procesos de deshidratación con glicol.Cuando la inhibición de hidratos nos es factible o practica, se usa el proceso de deshidratación que puede ser con un desecante líquido o solido, aunque usualmente es mas económico el proceso con liquido, cuando se cumple con las especificaciones de deshidratación requeridas. El glicol mas comúnmente usado para deshidratación del gas natural es el trietilen glicol(TEG) con el cual se pueden alcanzar contenidos de agua de 4lb/MMscf que no son otros glicoles. Los otros glicoles que pueden usarse son el dietilen glicol(DEG) con en cual se pueden llegar a un contenido de agua de 7 lb/MMscf y el tetra etilen glicol(TREG). Siendo el flujo de proceso del esquema de la unidad de destilación con glicol, el gas húmedo que llega a la unidad pasa por un separador que comúnmente esta integrado al fondo de la torre contactora o absorvedora, y entra por el plato de fondo. El glicol regenerado se bombea al plato de cima de la torre absorvedora y a medida que fluye hacia abajo, va absorbiendo agua del gas que fluye en contracorriente desde el plato de fondo. Por el fondo de la absorbedora sale una mezcla de agua-glicol rico que pasa por el serpentin condensador de flujo y va al tanque flash en el cual se separa la mayor parte del gas disuelto. La mescla acuosa de glicol pasa por el intercambiador de calor glicol ricoglicol pobre y va a la torre regeneradora en la cual, el agua absorbida se destila del glicol por aplicasion de calor,a presión muy cercana a la atmosférica. El glicol pobre regenerado fluye a través del intercambiador de calor glicol rico-glicol pobre y se recicla con bomba a la torre absorvedora, mediante enfriamiento previo.
Adulzamiento del gas natural Remover los componentes que hacen que un gas natural sea ácido entonces, se denomina endulzar el gas natural. La selección de un proceso de endulzamiento, generalmente realizada dentro de un contexto de relación costo-beneficio, dependerá de varios factores:
Tipo de contaminantes a remover. Concentración de los contaminantes y grado de remoción requerido. Selectividad requerida Cuando se trate de sulfuros, si se requiere la recuperación de azufre como tal.
Tipos de Proceso de Endulza miento del Gas Natural Planta de Aminas: DESCRIPCION DEL PROCESO Este proceso consta de dos etapas: Absorción de gases ácidos: Es la parte del proceso donde se lleva acabo la retención
del ácido sulfrídrico y el bióxido de carbono de una corriente de gas natural amargo utilizando una solución acuosa de Dietanolamina a baja temperatura y alta presión. Regeneración de la solución absorberte: Es el complemento del proceso donde se
lleva acabo la desorción de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a baja presión, reutilizando la solución en el mismo proceso.
ABSORCIÓN DE GASES ACIDOS. La sección de absorción cuenta con los siguientes equipos:
Torre Absorbedora de gases ácidos
Separador de gas combustible
A esta sección se le alimenta dos corrientes, una de gas amargo proveniente de los módulos de compresión y otra de solución acuosa de Dietanolamina. El gas amargo es alimentado por el fondo de la torre Absorbedora a una presión de 84.1 Kg/cm2 y 35°c, para ponerse en contacto a contracorriente con la solución de Dietanolamina regenerada (DEA POBRE), misma que es alimentada por el primer plato de la torre. Antes de entrar a la torre Absorbedora la DEA POBRE pasa por un enfriador tipo soloaire donde se abate la temperatura hasta unos 40°c aproximadamente. La torre Absorbedora de gas amargo, cuenta con 20 platos en los cuales la solución de DEA POBRE se pone en contacto íntimo con el gas, absorbiéndole casi la totalidad de los gases ácidos presentes en la corriente de gas amargo alimentada a la planta endulzadora. El gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, el cual cuenta con una malla separadora para asegurar la recuperación de la DEA que el gas haya podido arrastrar. El gas dulce después de pasar por la válvula de control que regula la presión a esta sección es enviado a la red de gas combustible. La DEA recuperara sale del separador de gas combustible y se une a la corriente de DEA proveniente del fondo de la torre Absorbedora (DEA RICA), que se envía de nivel a la sección de regeneración de la Dietanolamina. REGENERACION DE DIETANOLAMINA Esta sección cuenta con los siguientes equipos:
Torre Regeneradora de DEA
Intercambiador DEA RICA/DEA POBRE
Rehervidor de la Torre Regeneradora
Enfriador de DEA y Gas Acido
Tanque de Balance de DEA
Tanque de Desosrción de Hidrocarburos
Acumulador de Reflujo de la Torre Regeneradora
Bombas de Reflujo de la Torre Regeneradora
Filtros de DEA POBRE Y DEA RICA
Bombas de DEA POBRE
La solución de DEA RICA proveniente del fondo de la torre absorbedora y el separador de gas combustible se alimenta al tanque de desorción (o de flasheo) con el fin de eliminar los hidrocarburos líquidos y parte de los gases ácidos retenidos por la DEA que por efecto de presión se encuentren disueltos en esta solución. La amina rica acumulada en el tanque de desorción, se envía por diferencia de presiones al Intercambiador de calor DEA RICA / DEA POBRE, donde se calienta por medio de contracorriente de DEA pobre procedente del Rehervidor de la torre regeneradora. Una vez precalentada, la Amina pasa al filtro de DEA RICA tipo cartucho, con la finalidad de eliminar los sólidos y partículas de sulfuro presentes en la solución de DEA, formados por el ensuciamiento de la Amina con el gas. Una vez filtrada la solución continúa hacia la torre regeneradora. La DEA rica procedente del filtro es alimentada al plato No. 3 de la torre regeneradora la cual consta de 20 platos de los cuales los 18 de la parte inferior son para efectuar la regeneración de la solución absorbente y en los dos restantes, fluye agua a contracorriente con los gases ácidos con el fin de llevar a cabo el lavado de éstos y evitar pérdidas de DEA por arrastre. El gas ácido saturado con agua sale del domo de la torre regeneradora fluyendo hacia el enfriador tipo soloaire donde se disminuye la temperatura hasta unos 49°c aproximadamente condensándose de esta manera los vapores de agua. Una corriente de inhibidor de corrosión es suministrada a la línea de alimentación del enfriador, con la finalidad de minimizar la corrosión en este equipo. La mezcla de ácidos-agua condensada, entran al acumulador de reflujo de la torre regeneradora donde se lleva a cabo la separación de esta mezcla, los gases ácidos son e enviados al quemador a control de presión al quemador y el agua acumulada en este recipiente, se retorna al plato superior de la torre regeneradora en forma de reflujo siendo utilizado para determinar y eliminar el calor de la parte superior de la columna, para que se condensen los compuestos más pesados. La solución de dietanolamina regenerada que sale por el fondo de la torre, entra al rehervdor que actúa como un plato más de la misma torre; la solución es enviada al Rehervidor con la finalidad de elevarle la temperatura produciéndose de esta manera los vapores necesarios para el agotamiento de los ácidos, los cuales salen por la parte superior del Rehervidor retornándose a la torre regeneradora donde a contracorriente son la solución de Amina Rica descendente la despojan de los gases ácidos. El tanque de balance actúa como tanque de carga para las bombas de inyección de dietanolamina. En este tanque se tiene una alimentación de gas combustible para mantener una presión interna constante y proporcionar una carga neta positiva a las bombas.
La DEA POBRE, es succionado del tanque de balance por las bombas de Amina tipo reciprocante de tres pistones, con el fin de mandar la solución al domo de la torre absorbedora, la presión de descarga de las bombas es de 84.1 Kg/cm2. , en la descarga de las bombas se cuenta con un cartucho que sirve para inyectar agente antiespumante, que controle la formación de espuma en la torre absorbedora.
Plantas con Tamices Molectulares o Membranas: Los tamices moleculares operan con los mismos principios ya comentados anteriormente en otros procesos del tipo adsorción, y son regenerados con calor de la misma manera que se realiza en ellos. Igualmente se utilizan los diferentes grados de permeabilidad, permitiendo el pasaje de ciertos productos selectivamente.
Planta de recuperación de sulfuro: El sulfuro simple es producido a partir del sulfuro de hidrógeno en gas ácido a través del proceso Claus, durante el cual se provoca una reacción sobre el sulfuro de hidrógeno con el oxígeno del aire. El gas ácido y el aire reaccionan no catalíticamente por combustión en un horno o hervidor de tubo de fuego. La mayor parte del gas es enfriado para condensar el azufre, el cual es removido. Parte del gas más caliente es combinado con el primer efluente condensador para obtener la temperatura deseada de entrada del primer reactor . La reacción del sulfuro de hidrógeno y del dióxido de sulfuro acompañados por un aumento de la temperatura tiene lugar catalíticamente en el reactor luego de lo cual el efluente es enfriado y el azufre es condensado y removido. El gas del segundo reactor es recalentado por intercambio con el efluente del primer reactor. La reacción posterior en el segundo reactor produce más azufre, el cual es condensado y removido en el condensador final. El gas luego se dirige hacia un incinerador donde todo resto de componente de azufre es incinerado hasta obtener dióxido de sulfuro y descargado hacia la atmósfera. La conversión de sulfuro de hidrógeno en azufre puede exceder el 96 por ciento en una planta de estas características, pero depende del contenido de sulfuro de hidrógeno del gas ácido. Un tercer reactor puede alcanzar una recuperación de 97+ por ciento. Lechos no Regenerativos: Algunos gases contienen lo que equivale a sólo cantidades de rastros de sulfuro de hidrógeno, pero la concentración puede exceder en varias veces la especificada en el contrato de gas para la venta. La esponja de hierro consiste en óxido de hierro depositado sobre trocitos de madera o viruta. El óxido de hierro es convertido en sulfuro de hierro al endulzar el gas y posee una vida relativamente corta.
Conclusión.Después de finalizar el presente trabajo he notado la importancia que tienen las bombas, compresores y turbinas en nuestra vida diaria, también la relevancia que tienen en la tecnología mecánica. Este trabajo es realmente importante para mi desarrollo profesional y para la consulta de todos los estudiantes y personas interesadas en esta materia.
Bibliografía.www.monografias.com › Ingenieria
www.cicloscombinados.com/ erm.html http://congreso.pucp.edu.pe/cibim8/pdf/25/25-11.pdf unctad.org/infocomm/espagnol/ gas /cadena.htm www.petroblogger.com/.../ endulzamiento-de-gas-natu... - Estados Unidos www.gas-training.com/Curso6.html es.wikipedia.org/wiki/Plantas_de_ procesamiento_del_gas _natural www.scribd.com/doc/.../ Gas-Natural -Aplicaciones-y-Procesamiento
