Cuadro 2
Producción Gas natural en el mundo
Elaboración: CIA World Factbook
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Reservas de Gas Natural en Bolivia Esta variable es la cantidad total de reservas comprobadas de gas natural en metros cúbicos. Reservas comprobadas son las cantidades de gas natural que, mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería, se pueden estimar con un alto grado de confianza que pueden ser recuperables comercialmente a partir de una fecha determinada, de yacimientos explorados, y bajo las condiciones económicas actuales. A continuación podemos apreciar las reservas de gas de Bolivia desde el año 2003 hasta el presente año.
Cuadro 3: Reservas Gas natural en Bolivia en Miles de millones metros cúbicos
Año
Gas natural reservas comprobadas
Posición
2003
727.200.000.000
27
2004
727.200.000.000
27
0,00 %
1 January 2002
2005
727.200.000.000
27
0,00 %
1 January 2002
2006
679.600.000.000
30
-6,55 %
1 January 2002
2007
679.600.000.000
30
0,00 %
1 January 2005 est.
2008
750.400.000.000
29
10,42 %
1 January 2008 est.
2009
750.400.000.000
29
0,00 %
1 January 2008 est.
2010
750.400.000.000
29
0,00 %
1 January 2010 est.
2011
750.400.000.000
29
0,00 %
Cambio Porcentual
Fecha de la Información January 2002 est.
1 January 2010 est.
Fuente: CIA World Factbook
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Gráfica 2: Tiempo vs Reservas de gas en Miles de millones metros cúbicos
Elaboración: CIA World Factbook
Reservas de Gas Natural en el mundo Cuadro 4:
Reservas Gas natural en el mundo
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Elaboración: CIA World Factbook
Consumo de Gas Natural en Bolivia Esta cifra es el total de gas natural consumido en metros cúbicos. La discrepancia entre la cantidad de gas natural producida y / o importada y la cantidad consumida y / o exportada se debe a la omisión de la variación de las reservas de inventario y otros factores de complicación. Como podemos apreciar en el cuadro siguiente, los consumos de gas natural en Bolivia ascendieron significativamente hasta el año 2008, de ahí en adelante el consumo tuvo un descenso notorio, debido a la escasez del mismo en el país.
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Cuadro 5: Consumo de Gas natural en Bolivia en Miles de millones metros cúbicos Año
Gas natural consumo
Posición
Cambio Porcentual
Fecha de la Información
2004
1.150.000.000
80
2001 est.
2005
1.150.000.000
80
0,00 %
2001 est.
2006
1.740.000.000
73
51,30 %
2003 est.
2007
2.140.000.000
74
22,99 %
2004 est.
2008
3.000.000.000
70
40,19 %
2007 est.
2009
3.000.000.000
73
0,00 %
2007 est.
2010
2.410.000.000
77
-19,67 %
2008 est.
2011
2.410.000.000
76
0,00 %
2008 est.
Fuente: CIA World Factbook
Gráfica 3: Tiempo vs Consumo de gas en Miles de millones metros cúbicos
Elaboración: CIA World Factbook
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Consumo de Gas Natural en el mundo A continuación presentamos un detalle resumido del consumo de gas en el mundo, esto de los países con mayor consumo. Cuadro 6: Consumo Gas natural en el mundo
Elaboración: CIA World Factbook
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Exportaciones de Gas Natural de Bolivia Esta cifra es el total de gas natural exportado en metros cúbicos durante el periodo 2004-2011 a los vecinos países sudamericanos como Brasil y Argentina. Cuadro 7: Exportaciones de Gas natural en el mundo
Año
Gas natural exportaciones
Posición
Cambio Porcentual
Fecha de la Información
2004
2.900.000.000
24
2005
2.900.000.000
26
0,00 %
2001 est.
2006
2.900.000.000
26
0,00 %
2001 est.
2007
7.910.000.000
19
172,76 %
2004 est.
2008
11.700.000.000
18
47,91 %
2007 est.
2009
11.700.000.000
18
0,00 %
2007 est.
2010
11.790.000.000
18
0,77 %
2008 est.
2011
11.790.000.000
18
0,00 %
2010 est.
2001 est.
Fuente: CIA World Factbook
Gráfica 4: Tiempo vs Exportaciones de gas en Miles de millones metros cúbicos
Elaboración: CIA World Factbook
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Exportaciones de Gas Natural en el mundo Para una comparación de las exportaciones realizadas por Bolivia con el resto del mundo, podemos apreciar el siguiente cuadro: Cuadro 8: Exportaciones de Gas natural en el mundo
Elaboración: CIA World Factbook
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Importaciones de Gas Natural de Bolivia En esta sección todos sabemos que la República de Bolivia no realiza ningún tipo de importación de gas natural de ningún país del mundo. Debe ser una de las pocas cosas que Bolivia no importa y al contrario produce en gran cantidad para su exportación y para el abastecimiento nacional.
Importaciones: 0 metros cúbicos (2010 est.) Posición: -Esta cifra es el total de gas natural importado en metros cúbicos.
Importaciones de Gas Natural en el mundo Esta cifra es el total de gas natural importado en metros cúbicos. Cuadro 9: Exportaciones de Gas natural en el mundo
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Elaboración: CIA World Factbook
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CAPITULO III MATERIAS PRIMAS Y SUMINISTROS
La principal materia prima en este proyecto de tratamiento del gas, es el gas no estabilizado proveniente del subsuelo boliviano, este gas puede ser encontrado en diferentes lugares inexplorados de Bolivia, especialmente en la provincia del Chaco perteneciente al departamento de Tarija, como también zonas parecidas al Chaco en el departamento de Santa Cruz. Existen lugares geológicos similares e inexplorados en toda Bolivia, como el departamento de La Paz, Chuquisaca, al igual que en los departamentos de Santa Cruz y Tarija donde se podrían encontrar yacimientos de gas natural. Una vez encontrados estos yacimientos, podemos obtener la materia prima tan valiosa como lo es el gas natural, este gas es un gas no estabilizado con contenidos de N2 y CO2, los cuales son contaminantes dañinos para el gas. El proceso de tratamiento de gas, tiene por uno de sus objetivos el descenso de estos contaminantes a menos del 2% molar. Como segunda materia prima, tenemos a nuestra Amina, la solución circulante de amina se usa para remover el exceso de dióxido de carbono del gas natural. La amina es excelente para este propósito, dado que absorbe el dióxido de carbono en altas presiones y moderadas temperaturas (en la torre contactora), y libera el dióxido de carbono en baja presión y alta temperatura (en la torre regeneradora). El carácter reversible del proceso hace posible regenerar de una manera continua la solución de amina y reutilizar la misma. Varios tipos de amina se utilizan en la industria de proceso. Esta unidad ha sido diseñada para utilizar Gas/Spec CS-2010, amina formulada por Ineos Oxide con base de MDEA. Esta amina se diluye con agua tratada para formar una solución al 50% al peso. El proceso de absorción del CO2 mediante la solución de la Amina Gas-Spec CS-2010 esta explicado en detalle más adelante. A seguir tenemos como materia prima para el proceso de tratamiento de gas al agua en su estado de vapor, la cual será utilizada en la Torre Regeneradora de Amina, la misma tiene la principal función de regenerar a la solución de amina mediante el
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contacto con la misma absorbiendo el CO2 contenido en la solución de amina proveniente de la Torre Contactora. También necesitaremos de una solución antiespumante para evitar cualquier formación de espuma durante la etapa de endulza miento del gas, es decir en la unidad de aminas. Esta solución antiespumante puede ser inyectada antes del ingreso del gas a la Torre Contactora, en el separador Flash y antes del ingreso a la Torre Regeneradora de Amina. Seguidamente precisaremos inyectar una solución denominada MEG (Monoetilenglicol), la cual tiene como objetivo principal, evitar la formación de hidratos de carbono durante la etapa de Dew Point, o también denominado descenso de la temperatura de rocío del gas.
Precio Gas Natural Estabilizado o tratado Boliviano
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CAPITULO IV INGENIERIA DEL PROYECTO DIAGRAMA DE BLOQUES
Unidad de Separación
Unidad de Aminas
Unidad de Dew Point
Unidad de Compresión
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DESCRIPCIÓN DEL PROCESO Unidad de Separación Primaria El gas recolectado en los pozos de campo es enviado al Separador de Alta presión V1000, en el cual se realiza una separación primaria entre el gas y los líquidos que pudieran traer las líneas de conducción de los pozos. El gas de pozos separador es enviado al Filtro Separador de Entrada F-1003 previa regulación de presión a 950 / 900 psig. En este equipo se realiza una separación más fina del gas, donde se eliminan las gotas más pequeñas de líquidos que son arrastradas en la corriente de gas a la salida del Separador de Alta presión V-1000. El gas filtrado ingresa en la Unidad de Aminas para proseguir con su tratamiento. El líquido separado en el V-1000 es enviado al Separador de Baja Presión V-1001. Previo al ingreso al separador se produce un flasheo que reduce la presión de operación y genera la separación de los componentes más livianos de los más pesados. El separador V-1001 es trifásico por lo que se obtienen por separado el gas de flasheo, el condensado y el agua de formación. El gas de flasheo es enviado al sistema de gas combustible mientras que los líquidos son separados y luego medidos para posteriormente juntarse con la gasolina producida en la Unidad de Dew Point y ser enviados al tanque de almacenamiento de crudo de la Batería Humberto Suárez Roca.
Unidad de Aminas Antes que la corriente de gas de entrada, sea tratada con solución de amina, deberá ser filtrada, para remover cualquier niebla de líquido o partículas sólidas que puedan ser arrastradas. Este pre tratamiento ayuda a evitar problemas de formación de espuma, corrosión y contaminación de amina. Para este propósito, el gas se filtra en el filtro coalescedor de entrada (F-2000), para remover las pequeñas gotas de líquido arrastrado, tales como aerosol o niebla, y partículas sólidas superiores a 0,3 micrones. El filtro coalescedor tiene dos cámaras. El gas entra a la cámara inferior, y fluye hacia arriba a través de los elementos filtrantes que están en la cámara superior. Cualquier partícula grande de líquido, será recogida en la base de la cámara inferior. Como el gas fluye a través de los elementos filtrantes, el líquido residual coalesce y forma gotas más grandes que caen hacia el fondo de la cámara superior. El líquido sale de la cámara superior e inferior a través de sendos controladores de nivel y fluye hacia el sistema de drenajes cerrados.
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Las partículas sólidas, son capturadas y retenidas por los elementos filtrantes. A medida que las partículas sólidas se acumulan, los elementos filtrantes, comienzan a taponarse y la pérdida de carga a través del equipo se incrementa. Cuando la pérdida de carga alcanza los límites recomendados por el fabricante, los elementos filtrantes deben reemplazarse. El recipiente, puede ser bloqueado, ya que está provisto de una válvula de shut down a la entrada (SDV-20139), y una válvula de bloqueo a la salida. Además, cuenta con un by-pass, de manera que los elementos filtrantes pueden ser reemplazados, mientras que la unidad está en operación. El gas de entrada adecuadamente filtrado ingresa a la base de la torre contactora T2001. Dentro de la torre el gas fluye en dirección vertical ascendente, a través de una serie de 21 platos contactores, y entra en contacto con un caudal de 755 GPM de solución de amina que fluye en dirección vertical descendente. La torre contactora opera a alta presión y a temperatura moderada. Estos platos están diseñados de la siguiente manera: La solución de amina fluye a través de cada plato, por sobre ambos vertederos en los bordes de salida (los platos son de dos pasos). Los vertederos, cuyas alturas son regulables, mantienen un nivel de líquido constante en cada plato. La solución fluye hacia el plato inmediato inferior a través del downcomer central en platos pares, y a través de ambos downcomers laterales en platos impares. El gas se mueve hacia arriba, a través de pequeñas aberturas ubicadas en todo el plato. Estas aberturas están cubiertas con válvulas de tipo flotante, que son elevadas por el gas al fluir. De esta forma se evita el lagrimeo de los platos. Se denomina lagrimeo al descenso del líquido por los orificios destinados al ascenso del gas. Puede suceder en platos perforados simples (sin válvulas), y este fenómeno perjudica la eficiencia de la torre. El gas y el líquido, entran en contacto íntimo en cada plato y disponen de tiempo de contacto para que la solución de amina absorba el dióxido de carbono que está en el gas de entrada. Este mecanismo de absorción involucra reacciones ácido base, en las cuales el dióxido de carbono es el componente ácido y la solución de amina es el componente básico. Las reacciones generan calor de manera que se observará un perfil de temperaturas en la torre. La torre contactora de amina T-2001 está equipada con indicadores de temperatura que pueden usarse para monitorear el perfil de temperaturas. La temperatura más alta que se espera es de 177 ºF, y se encontrará en la porción inferior de la torre, donde la mayor parte del dióxido de carbono será absorbida. La torre contactora de amina está también equipada con un indicador de presión diferencial. Una presión
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diferencial más alta que lo normal usualmente indica problemas de formación de espuma dentro de la torre. La solución de amina que se recoge en el fondo de la torre contactora se denomina "Amina Rica", porque es rica en dióxido de carbono absorbido. Esta amina rica sale de la torre a través de un sistema de control de nivel y fluye al sistema de regeneración de amina que será descrito en la sección siguiente. El gas que sale por el tope de la torre contactora, se llama “gas tratado”, porque ha
sido tratado con solución de amina y el exceso de dióxido de carbono, ha sido removido. El gas tratado, estará saturado en agua, debido a que estuvo en contacto íntimo con la solución acuosa de amina y podría contener pequeñas cantidades de amina por arrastre. El gas tratado, entra al scrubber de gas dulce (V-2025) donde el agua condensada y pequeñas cantidades de solución de amina arrastrada, se separan en forma de gotas. El líquido fluye al separador flash (V-2002) a través de un control de nivel. El gas que sale del scrubber de gas dulce V-2025, deja la unidad y va hacia la planta de Dew Point. El agua condensada y recuperada del gas tratado, es muy importante porque reduce la demanda de agua de reposición en la unidad de amina y los requerimientos de deshidratación en la planta de Dew Point posterior. En el caso que haya una inundación o formación de espuma en la torre contactora, el scrubber de gas tratado, también colabora en remover la amina que pueda arrastrarse en la corriente de gas, y protege los equipos que se encuentran aguas abajo. La amina rica saliente de la torre contactora, ingresa al sistema de regeneración de amina a una temperatura de 177ºF, el caudal de solución en esas condiciones es de 830 GPM, y la carga de CO2 0.402 moles por mol de amina. La amina rica sale de la torre contactora, a través de un sistema de control de nivel. Esta válvula de control de nivel marca la transición del sistema de alta presión al sistema de baja presión. La amina rica contiene algunos hidrocarburos livianos, básicamente metano y etano que son físicamente absorbidos por la solución de amina debido a la alta presión de operación que hay en la torre contactora. La mayoría de estos hidrocarburos y una pequeña porción del dióxido de carbono y algunos contaminantes volátiles saldrán de la solución, cuando la presión operativa se reduce en las válvulas de control de nivel. El vapor que se forma de ésta manera se llama "Gas de Flash".
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La amina rica se introduce al separador flash (V-2002), que opera alrededor de 70 psig. Este equipo es un separador trifásico que permite la separación de la amina rica, el gas de flash, y cualquier hidrocarburo líquido que se escapa de la amina rica, pero que es muy pesado para vaporizarse. Una buena separación de hidrocarburos es muy importante porque todos los hidrocarburos pueden producir problemas de formación de espuma en la torre regeneradora. Las fases separadas salen del separador flash de la siguiente manera: • Los hidrocarburos líquidos formarán una capa sobrenadante de la capa de amina
rica debido a que son menos densos que la solución de amina. El líquido acumulado se drena manualmente usando las válvulas skimmer que están localizadas a un costado del separador flash. Durante la operación normal, se espera que se acumulen mínimas cantidades de hidrocarburos líquidos. • El gas de flash, se ventea a la antorcha, evolu cionando a través de una válvula
autorreguladora, que controla la presión del separador. • La amina rica que sale del fondo del separador flash, lo hace a través de un
controlador de nivel que opera sobre una válvula ubicada inmediatamente antes del ingreso a la torre regeneradora. La amina rica fluye a través del filtro canasto de amina rica (F-2013) para remover partículas de mayor tamaño, lo que evita el ensuciamiento y taponamiento en los estrechos pasajes del intercambiador de placas Amina/ Amina posterior. Dentro de dicho intercambiador de placa Amina / Amina (E-2009), la amina rica es calentada hasta 210 °F por la solución regenerada (amina pobre). Este intercambiador sirve a dos propósitos: primero, calentar la amina rica optimiza la operación en la regeneradora y reduce en consecuencia la carga térmica en el reboiler, y segundo, enfriar la amina pobre reduce la carga en el enfriador de amina AC-2008. La amina rica caliente que sale del intercambiador de placas fluye a través de la válvula de control (LCV-20028) y entra al tercer plato de la torre regeneradora de amina (platos contados desde el tope). La válvula de control de nivel, está localizada aguas abajo del filtro canasto y el intercambiador, de manera de evitar la contra presión debido a la vaporización en dichos equipos. Esto ayuda también, a prevenir bolsillos de vapor en el filtro canasto, y minimiza la corrosión por gas ácido que se genera en el intercambiador y en las cañerías aguas abajo. • Torre Regeneradora de Amina
Dentro de la torre regeneradora de amina (T-2012), el dióxido de carbono absorbido es desorbido de la solución de amina rica con vapor de agua. El vapor se produce en el
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reboiler o calentador de fondo, por vaporización de una porción del agua en dicha solución de amina. La amina que ya ha perdido el CO2, denominada “pobre” sale por el fondo de la torre, y el dióxido de carbono húmedo sale por el tope de la torre. La torre regeneradora de amina opera alrededor de 250ºF, como temperatura de fondo y alrededor de 205ºF como temperatura de tope. El reflujo retorna al tope de la torre a una temperatura de 120°F. La contra presión en la torre se mantiene a aproximadamente 10,3 psig, habiendo un lazo de control de presión aguas abajo del acumulador de reflujo (la presión de este equipo, se mantiene en 5,3 psig). Los platos de la torre funcionan de la misma manera que los platos de la torre contactora, con la salvedad que los primeros dos platos, denominados “de lavado”, son de simple paso. A medida que el vapor de stripping se mueve hacia arriba de la torre, transfiere suficiente calor a la solución de amina descendente para promover la desorción del dióxido de carbono. La mayor parte de este vapor condensa durante este proceso, diluye la solución de amina y retorna al reboiler. El vapor que no condensa, actúa como un carrier para remover el dióxido de carbono desorbido de la solución de amina, y lo arrastra hacia el tope de la torre. • Equipos de Tope de la Torre Regeneradora
El vapor de tope de la torre, fluye hacia el condensador de reflujo de la torre regeneradora (AC-2017) donde es condensado y enfriado hasta una temperatura de 120°F por intercambio de calor con el aire ambiente (flujo forzado por ventiladores). Este intercambio condensa la mayor parte de vapor de agua en la corriente de tope. El efluente de este condensador fluye al acumulador de reflujo de la torre regeneradora (V-2018) para su separación. El vapor separado, llamado gas ácido, es fundamentalmente dióxido de carbono y vapor de agua. Hidrocarburos livianos, trazas de amina y contaminantes volátiles, pueden también estar presentes. El gas ácido, sale por el tope del acumulador, a través de un lazo del control de presión y es venteado a zona segura. El líquido recogido del fondo del acumulador de reflujo, llamado simplemente reflujo, es fundamentalmente agua. El dióxido de carbono disuelto, hidrocarburos, aminas y algunos contaminantes tienden a concentrarse en este punto del sistema y podrán estar presentes. El reflujo es bombeado desde este acumulador, a través de las bombas de reflujo de la torre regeneradora (P-2016 A/B, de las cuales una está en servicio y otra en stand by), estas bombas están equipadas con un sistema de control de caudal mínimo a través de un orificio de restricción, RO-21038, que ayuda a proteger las bombas de caudales bajos, debidos a malos funcionamientos o condiciones de cambio de régimen.
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La bomba retorna el reflujo al tope de la torre regeneradora, a través de un sistema de control de nivel.El reflujo lava la amina arrastrada en la corriente de vapor de tope a través de los dos prime ros platos (estos platos, de un solo paso, son denominados “de lavado”), y luego se combina con la solución de amina fluyendo hacia abajo a través del resto de la torre. • Reboiler de Amina
La solución de amina, deberá ser prácticamente desorbida de todo gas ácido antes de que sea recogida en el plato chimenea de la torre regeneradora (localizado por debajo del plato 22), y alimentada por gravedad al reboiler (E-2011). Esto es muy importante porque el gas ácido húmedo y caliente es altamente corrosivo, y en altas concentraciones, pueden dañar al reboiler. El reboiler está diseñado para vaporizar alrededor del 10% en peso de su alimentación. La temperatura de la ebullición de la amina es mucho más alta que la temperatura de ebullición del agua, de manera que el vapor sólo consistirá primariamente de vapor de agua. Esto se denomina vapor de stripping. El líquido remanente se denomina amina pobre, porque ha sido desorbida del exceso de dióxido de carbono. El efluente del reboiler, retorna a la base de la torre regeneradora de amina para su separación. La amina se acumula en el fondo de la torre. El vapor de stripping fluye hacia arriba a través de los platos para desorber el dióxido de carbono de la corriente descendente de amina tal como se discutió anteriormente. La fuente primaria de calor para el reboiler de amina, es el medio calefactor o aceite térmico proveniente del sistema de aceite térmico. Este calentamiento indirecto, protege a la solución de amina de la formación de puntos calientes y la consecuente degradación térmica asociada con los reboilers de fuego directo. La amina pobre caliente se bombea desde el fondo de la torre regeneradora, y se presuriza hasta 89 psig a través de las bombas booster de amina (P-2010 A/B, una en operación y una en reserva). Las bombas están equipadas con un enfriador de líquido de sello que enfrían el líquido de flushing de sellos a través de circulación forzada de aire e intercambio con el medio ambiente. Enfriar el fluido de sello, ayuda a extender la vida útil de los sellos mecánicos de dichas bombas. La amina pobre presurizada, fluye a través del filtro canasto de amina pobre (F-2014) para la remoción de partículas de gran tamaño, y luego a través del intercambiador de placas Amina/Amina (E-2009), donde es enfriada hasta 221°F por intercambio térmico con la amina rica, tal como se describió anteriormente. Este intercambiador,
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está equipado con un bypass en el lado de la amina pobre, y se usa para ajustar la temperatura de alimentación a la torre regeneradora cuando sea necesario. El by pass en el lado de amina rica deberá estar normalmente cerrado durante la operación. La amina pobre caliente se enfría hasta 120°F por intercambio forzado con aire ambiente en el enfriador de amina pobre (AC-2008). Alrededor del 10% de la amina pobre enfriada se deriva a través de un lazo de filtración, y luego se recombina con la corriente principal: • El pre filtro de amina pobre (F-2021) es un filtro mecánico que remueve partículas
sólidas de tamaño mayor a 5 micrones de la corriente de amina pobre. Esto reduce la tendencia a la formación de espuma, la erosión, la corrosión, el ensuciamiento y el taponamiento. Dentro del filtro, la amina pobre es forzada a través de los elementos filtrantes que atrapan las partículas sólidas. A medida que los elementos filtrantes se van obstruyendo con partículas, la pérdida de carga a través del filtro aumenta, hasta llegar hasta los límites admitidos por el fabricante. Cuando la pérdida de carga alcanza el máximo recomendado, los elementos filtrantes deberán ser reemplazados. • El filtro de carbón activado de amina pobre (F-2006), es un filtro cuyo relleno es
carbón activado que remueve los hidrocarburos pesados y las impurezas adsorbibles a través de su superficie activa, y los separa de la solución de amina. Esto reduce la tendencia a la formación de espuma de la amina en el sistema. Dentro del filtro, la amina pobre, es forzada a fluir hacia abajo a través de un lecho de 13 pies de profundidad, formado por gránulos de carbón activado. Las impurezas son adsorbidas superficialmente en las partículas de carbón activado. A diferencia de los filtros mecánicos, el filtro de carbón activado puede agotarse sin evidenciar ningún aumento en la pérdida de carga a través del lecho. El carbón activado del filtro deberá ser reemplazado en base a las muestras tomadas, aguas arriba y aguas abajo del filtro, analizándose el aumento del color, la tendencia a la formación de espuma y el contenido de hidrocarburos. • El post filtro de amina pobre (F -2007), es un filtro mecánico que atrapa las
partículas finas de carbón activado que pudieran escaparse del filtro de carbón activado. Esto es sumamente importante porque dichas partículas de carbón activado pueden erosionar los internos de las bombas. El post filtro de amina pobre funciona exactamente de la misma manera que el pre filtro de amina pobre. • La corriente filtrada de amina se recombina con la corriente principal y se acumula
en el V-2004, equipo que cumple la función de proveer de un pulmón adecuado para
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el arranque y paro de las bombas principales. Es importante destacar que el nivel de amina pobre en este equipo es controlado por la dinámica general del sistema, y normalmente reducirá su nivel en el arranque de las bombas y se repondrá cuando se restablezca el circuito de la amina. • La presión de este equipo es mantenida constante mediante un blanketing de gas, y
también es posible efectuar el make up de agua al sistema en él. • La amina pobre luego es bombeada hasta 950 psig a través de las bombas de
circulación de amina (P-2003 A/B/C, dos en servicio y una en stand by), e ingresa al tope de la torre contactora de amina (T-2001). Una vez que la amina pobre ingresa al tope de la torre contactora, el circuito de circulación de amina está completo.
Unidad de Dew Point El gas proveniente de la Unidad de Aminas es preenfriado en el intercambiador GasGas E-1100 A/B/C en contracorriente con el gas que sale del Separador Frío V-1102. Luego ingresa en el Chiller E-1101 donde se lo enfría mediante la evaporación de propano como fluido refrigerante. Durante el proceso de enfriamiento se inyecta MEG continuamente en los tubos de los intercambiadores para prevenir la formación de hidratos. El gas proveniente del Chiller E-1101 se envía al Separador Frío V-1102 donde se separa el gas residual, el condensado y la solución de MEG. El gas residual intercambia calor con la corriente de entrada a la unidad en el Gas-Gas E-1100 A/B/C y luego es enviado a la Unidad de Compresión Residual para luego ser inyectado a gasoducto. El condensado se envía al Separador Flash de Gasolina V-1103 donde se separa el gas producido en el flasheo y la gasolina. El gas es enviado al sistema de gas combustible y la gasolina se junta con el condensado de la Unidad de Separación para luego ser enviado a la Batería Humberto Suárez Roca. El MEG separado se envía al sistema de regeneración de MEG.
Unidad de Compresión El gas tratado en las unidades de aminas y de dew point es tomado por los compresores K-1104 A/B/C los cuales comprimen a la corriente gaseosa hasta los 1400 psig, presión requerida para el ingreso a gasoducto. Previo al ingreso al gasoducto el gas residual es medido.
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 32
BALANCE DE MASA Cálculos Todos los cálculos se realizaron para una producción aproximada de 60 MMSFCD, que equivalen a 137417 Lb/h de gas natural, con los cuales trabaja también la planta de tratamiento de gas natural de Santa Rosa de la Empresa Chaco, de la cual basamos los porcentajes de absorción y otros que se detallan a continuación.
Unidad de Separación
1
2
3
4
5
6
7
8
Alimentación al Separador de Alta Presión
Gas a la salida del Separador de Alta Presión
Líquidos a la salida del Separador de Alta Presión
Descenso de la Presión para el ingreso al Separador de Baja Presión
Salida del Separador de Baja Presión
Salida del Separador de Baja Presión
Salida del Separador de Baja Presión
Llave de paso
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 33
9
10
11
12
Llave de paso
Descenso de la presión previo al ingreso al Filtro de Salida
Salida del Filtro de Salida
Salida del Filtro de Salida
Unidad de Aminas
1
Alimentación al Filtro Coalescedor previo pérdidas generales en planta
2
3
Salida de la Amina + CO2 del Gas por Absorción
Salida del Filtro Coalescedor y/o Ingreso a la Torre Contactora
Flujo de Amina que ingresa por la relación de Absorción
4
5
Descenso de la Presión para el ingreso al Separador Flash
Salida del Separador Flash (Líquido)
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 34
6
7
8
9
Salida del Separador Flash (Vapor o Gas)
Salida del Intercambiador Amina-Amina
Descenso de la Presión para el ingreso a la Torre Regeneradora de Amina
Salida de la Torre Regeneradora CO2 + Vapor de Agua Flujo de Vapor de Agua que ingresa por la eficiencia de Absorción de CO2
10
11
12
13
14
15
Salida del Condensador de la Regeneradora
Salida del Acumulador de Reflujo (Vapor)
Salida del Acumulador de Reflujo (Líquido)
Ascenso de la presión para ingreso a la Torre Regeneradora del Agua Reflujo
Salida de Agua Líquida de la Torre Regeneradora
Ingreso de Vapor de Agua para la Absorción del CO2
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 35
16
Salida de Amina Pobre de la Torre Regeneradora
17
18
Salida del Intercambiador Amina-Amina
19
20
21
Ascenso de la presión para el ingreso al Intercambiador Amina-Amina
Descenso de la temperatura mediante un Enfriador de Amina Pobre
Paso por Filtros del 10 % del Total de de la Amina pobre
Salida del Acumulador de Amina Flujo de Amina proveniente de la Torre Regeneradora + Amina de los Filtros
Amina de los filtros
22
Ascenso de la Presión para el ingreso de la Amina Pobre a la Torre Contactora
23
Salida del Gas Dulce de la Torre Contactora Flujo de gas que ingresa a la Torre por la eficiencia de Absorción de la Amina
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 36
24
Salida del Scrubber de Gas Dulce
Unidad de Dew Point
1
2
3
4
5
6
7
8
Gas Dulce de Unidad de Aminas
Alimentación al Intercambiador Gas-Gas
Salida del Gas del Intercambiador Gas-Gas
Ingreso del Gas al Chiller
Salida del gas del Chiller e Ingreso al Separador Frío
Salida del Gas del Separador Frío e ingreso al Intercambiador Gas-Gas
Salida del Intercambiador Gas-Gas a Unidad de Compresión
Salida del Gas del Separador Frío
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 37
9
10
11
Descenso de la Presión para el ingreso al Separador Flash de Gasolina
Salida del Separador Flash de Gasolina a Sistema Fuel Gas
Salida del Separador Flash de Gasolina a Batería Humberto Suarez Roca
Unidad de Compresión
1
Alimentación al Compresor de Gas
2
Salida del Compresor de Gas
A continuación presentamos los resúmenes de todos los Balances de Masa y Energía, es decir de cada Unidad estudiada hasta el momento. Además, ponemos en conocimiento que en los mismos se hallan presentes las composiciones del gas en las diferentes Unidades de Tratamiento. Previamente mostramos a continuación un cuadro con el resumen de las Composiciones del gas natural tratado en cada etapa por al cual atraviesa en este proyecto. Estas composiciones nos permiten apreciar la eliminación de algunos contaminantes y el descenso molar del Nitrógeno, requisitos indispensables de un buen gas para su exportación y uso. Además se podrá apreciar el cambio en porcentaje molar de los diferentes componentes del gas natural.
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 38
UNIDAD DE SEPARACIÓN PRIMARIA Análisis Gas
COMPONENTE Nitrógeno Dióxido de Carbono Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano Hexano Heptano y Superiores Total
% MOLAR 1.072 7.748 88.186 1.047 0.827 0.324 0.492 0.067 0.090 0.063 0.085 100
UNIDAD DE AMINAS Análisis Gas
COMPONENTE Nitrógeno Dióxido de Carbono Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano Hexano Heptano y Superiores Total
PL AN TA
DE
% MOLAR 1.16 0.00 95.59 1.14 0.90 0.35 0.53 0.07 0.10 0.07 0.09 100
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 39
UNIDAD DE DEW POINT Análisis Gas
COMPONENTE Nitrógeno Dióxido de Carbono Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano Hexano Heptano y Superiores Total
% MOLAR 1.16 0.00 95.67 1.13 0.89 0.52 0.35 0.07 0.09 0.06 0.06 100
UNIDAD DE COMPRESION Análisis Gas
COMPONENTE Nitrógeno Dióxido de Carbono Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano Hexano Heptano y Superiores Total
PL AN TA
DE
% MOLAR 1.16 0.00 95.67 1.13 0.89 0.52 0.35 0.07 0.09 0.06 0.06 100
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 40
BALANCE DE ENERGIA Cálculos Unidad de Separación En esta Unidad, no tenemos variaciones en la Temperatura solo tenemos descensos en la Presión, por lo cual no existen balances de Energía.
Unidad de Aminas Intercambiador Amina – Amina Amina Rica
] [ Amina Pobre
] [ PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 41
Enfriador de Amina Pobre
] [ Unidad de Dew Point Intercambiador Gas-Gas Gas preenfriado antes del ingreso al Chiller
] [ PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 42
Gas precalentado para el ingreso a la Unidad de Compresión
] [
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 43
CUADRO BALANCE DE MASA Y ENERGIA UNIDAD DE SEPARACION
N°
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Caudal Másico Lb/h
137417
133955
3462
3462
0.5
3461.5
0
0
3461.5
33955
133925
30
Presión Psig.
1200
1200
1200
75
75
75
75
75
75
950
950
950
Temperatura °F
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
Fase
L/V
V
L
L/V
V
L
L
L
L
L/V
V
L
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
10
Página 44
11
12
CUADRO BALANCE DE MASA Y ENERGIA UNIDAD DE AMINAS
Nombre
Temperat ura Presión F luj o m ol ar F lu jo m ás ic o Fas e Flujo másico Flujo Std r oMasa Molecular p a VDensidad Viscosidad Calor Específico Flujo másico Flujo Std o dMasa Molecular i u qDensidad í L Viscosidad Calor Específico MW N2 28.01 CO 2 4 4. 01 M et an o 16 .0 4 30 .0 7 s E tan o e t P ro pa no 44 .1 0 n ei -B ut an o 58 .1 2 n o pn- But an o 58 .1 2 m 72 .1 5 oi -P ent ano C n- Pen ta no 72 .1 5 n- Hex ano 86 .1 8 n- Hep ta no 1 00. 20 H2O 18.0 2 Amina Gas/Spec CS-2010
001
002
003
004
005
100.00 180.00 100.00 ºF 100.00 99.90 177.33 180.00 179. 09 180.00 179.09 psig 900.0 898.0 898.0 50.3 50.3 l bm ol /h r 6 59 5. 2 6 59 5. 2 1 337 3. 9 13 373 .9 2 5. 1 l b/ hr 1 29 96 9. 3 1 29 96 9. 3 4 24 05 1. 0 4 24 05 1. 0 5 47 .6 V apor V apor Líquido V ap + Liq V apor lb/hr 129969.26 129969.26 547.63 547.63 MMSCFD 60.0667 60.0667 0.2287 0.2287 lb/lbmol 19.71 19.71 21.81 21.81 lb/ft^3 3.328 3 .321 0.208 0 .208 cP 0.0137 0.0137 0.0144 0.0144 BTU/(lb·ºF) 0.546 0.546 0.430 0.430 lb/hr 424051.0 423503.3 sgpm 829.0 826.4 lb/lbmol 31.71 31.73 lb/ft^3 63.670 63.601 cP 1.175 1.154 BTU/(lb·ºF) 0.991 0.994 -
lbmol /hr l bm ol /h r l bm ol /h r l bm ol /h r l bm ol /h r l bm ol /h r l bm ol /h r l bm ol /h r l bm ol /h r l bm ol /h r l bm ol /h r lbmol/h r lb/hr
81. 9563 81.9563 0. 0903 0.0903 6 91 .7 27 1 6 9 1. 72 71 7 29 .6 41 7 7 2 9. 64 17 56 82 .13 10 5 68 2. 131 0 1 8. 812 8 18 .8 12 8 5 5. 137 8 55 .1 378 0. 26 10 0 .2 610 3 2. 625 9 32 .6 259 0. 11 43 0 .1 143 1 5. 138 4 15 .1 384 0. 05 77 0 .0 577 1 8. 596 8 18 .5 968 0. 07 41 0 .0 741 2 .47 96 2 .4 79 6 0. 00 60 0 .0 060 2 .67 53 2 .6 75 3 0. 00 77 0 .0 077 2 .02 28 2 .0 22 8 0. 00 43 0 .0 043 3 .39 31 3 .3 93 1 0. 00 42 0 .0 042 7.3195 7.3195 10820.1 549 10820.1 549 0.00 0.00 196685.03 196685.03
006 180.00 179. 09
007 210.00 210.20
008 210.00 201. 96
009 210.00 205.53
50.3 45.3 10.5 10.3 13 348 .8 1 334 8. 8 13 348 .8 14 31. 1 4 23 50 3. 3 4 23 50 3. 3 4 23 50 3. 3 4 36 45 .2 Lìqui do V ap + Liq Vap + Liq V apor 126.97 4473.34 43645.24 0.0350 1.2146 13.0339 33.04 33.54 30.50 0.278 0 .120 0 .108 0.0173 0.0172 0.0167 0.287 0.271 0.292 423503.3 423376.4 419030.0 826.4 826.1 815.9 31.73 31.73 31.71 63.601 62.576 62.853 1.154 0.833 0.936 0.994 1.025 1.002 -
0. 0886 0.0018 0. 0018 0.0018 0. 0018 4 .5 28 2 7 25 .1 13 5 7 2 5. 11 35 7 25 .1 13 5 6 8 7. 25 70 1 7. 651 4 1 .1 615 1. 16 15 1 .1 615 1. 16 15 0. 23 49 0 .0 260 0. 02 60 0 .0 260 0. 02 60 0. 10 45 0 .0 098 0. 00 98 0 .0 098 0. 00 98 0. 05 18 0 .0 059 0. 00 59 0 .0 059 0. 00 59 0. 06 61 0 .0 080 0. 00 80 0 .0 080 0. 00 80 0. 00 56 0 .0 005 0. 00 05 0 .0 005 0. 00 05 0. 00 70 0 .0 007 0. 00 07 0 .0 007 0. 00 07 0. 00 40 0 .0 003 0. 00 03 0 .0 003 0. 00 03 0. 00 39 0 .0 002 0. 00 02 0 .0 002 0. 00 02 2.3599 10817.7 950 10817.7 950 10817.7 950 742.6226 0.0137 196685.02 196685.02 196685.02 0.0016
PL AN TA
DE
010 100.00 120. 00
5.3 1 43 1. 1 4 36 45 .2 V ap + Liq 31413.99 6.8543 41.74 0 .135 0.0161 0.218 12231.2 24.5 18.03 61.682 0.546 1.006
011 100.00 120.00
5.3 7 52 .6 3 14 14 .0 V apor 31413.99 6.8543 41.74 0 .135 0.0161 0.218 -
0.0018 0. 0018 6 87 .2 57 0 6 8 6. 95 56 1 .1 615 1. 16 15 0 .0 260 0. 02 60 0 .0 098 0. 00 98 0 .0 059 0. 00 59 0 .0 080 0. 00 80 0 .0 005 0. 00 05 0 .0 007 0. 00 07 0 .0 003 0. 00 03 0 .0 002 0. 00 02 742.6226 64.4 213 0.0016 0.0000
012 100.00 120. 00
013 100.00 120.00
014 250.00 251. 09
015 250.00 253.15
5.3 6 78. 5 1 22 31 .2 Líqui do 12231.2 24.5 18.03 61.682 0.546 1.006
10.3 6 78 .5 1 22 31 .2 Líquido 12231.2 24.5 18.03 61.683 0.546 1.006
0.0000 0 .3 01 3 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 678.2012 0.0016
0. 0000 0.0000 0. 0000 0 .3 01 3 5 7. 34 36 1 9. 18 56 0. 00 00 0 .0 000 0. 00 00 0. 00 00 0 .0 000 0. 00 00 0. 00 00 0 .0 000 0. 00 00 0. 00 00 0 .0 000 0. 00 00 0. 00 00 0 .0 000 0. 00 00 0. 00 00 0 .0 000 0. 00 00 0. 00 00 0 .0 000 0. 00 00 0. 00 00 0 .0 000 0. 00 00 0. 00 00 0 .0 000 0. 00 00 678.2012 13534.5476 2781.1740 0.0016 196798.83 113.82
TR AT AM IE NT O
DE
12.3 12.3 15 397 .6 28 01. 4 4 43 15 1. 2 5 10 61 .8 Líqui do V apor 51061.79 25.5137 18.23 0.065 0.0135 0.456 443151.2 852.9 28.78 60.931 0.623 0.919 -
GAS
016 250.00 253. 15
017 250.00 253.21
018 220.00 221. 54
019 120.00 120.00
020 120.00 120. 00
021 022 120.00 120.01 120.00 120. 63
12.3 60.3 55.3 45.3 45.3 1 25 96. 2 1 259 6. 2 12 59 6. 2 1 259 6. 2 1 259 .6 3 92 08 9. 4 3 92 08 9. 4 3 92 08 9. 4 3 92 08 9. 4 3 92 08 .9 Líqui do Líquido Líqui do Líquido Líquido 392089.4 392089.4 392089.4 392089.4 39208.9 750.4 750.4 750.4 750.4 75.0 31.13 31.13 31.13 31.13 31.13 61.070 61.074 62.152 64.932 64.932 0.740 0.740 1.005 4.084 4.084 0.895 0.894 0.873 0.803 0.803
45.3 1 266 7. 3 3 93 37 0. 6 Líquido 393370.6 753.0 31.05 64.923 4.047 0.804
0.0000 3 8. 15 80 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 10753.3 736 196685.02
0. 0000 0.0000 81.8660 81. 8660 3 8. 15 91 3 8. 15 91 0 .2 44 5 0 .2 44 5 0. 00 00 0 .0 000 56 63. 31 81 5 663 .3 181 0. 00 00 0 .0 000 5 4. 876 9 5 4. 87 69 0. 00 00 0 .0 000 3 2. 511 6 3 2. 51 16 0. 00 00 0 .0 000 1 5. 080 7 1 5. 08 07 0. 00 00 0 .0 000 1 8. 522 7 1 8. 52 27 0. 00 00 0 .0 000 2. 47 35 2 .4 735 0. 00 00 0 .0 000 2. 66 77 2 .6 677 0. 00 00 0 .0 000 2. 01 85 2 .0 185 0. 00 00 0 .0 000 3. 38 89 3 .3 889 10824.4736 10824.4 736 11.6 382 11.6 382 196685.29 196685.29 0.2577 0.2577
NA TU RA L
0. 0000 3 8. 15 80 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 10753.3 736 196685.02
0.0000 3 8. 15 80 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 10753.3 736 196685.02
Página 45
0. 0000 3 8. 15 80 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 0. 00 00 10753.3 736 196685.02
0.0000 3 .8 15 8 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 0 .0 000 1075.3374 19668.50
920.3 1 26 67. 3 3 93 37 0. 6 Líquido 393370.6 753.0 31.05 64.995 4.047 0.801
023 024 120.00 120.74 120.00 120. 74
895.1 895.1 58 88 .6 5 888 .6 9 92 88 .9 9 92 88 .9 V apor V apor 99288.86 99288.86 53.6313 53.6313 16.86 16.86 2.654 2.654 0.0131 0.0131 0.621 0.621 -
CUADRO BALANCE DE MASA Y ENERGIA UNIDAD DE DEW POINT
N°
1
2
3
4
5
6
7
8
9
CaudalMásico Lb/h
99289.9
99289.9
99289.9
99289.9
99289.9
99289.9
98302.477
299.985
299.985
35
264.985
Presión Psig.
945
945
945
945
945
945
945
945
78
78
78
Temperatura °F
100
100
20
20
20
20
100
20
-10
-10
-10
Fase
V
L/V
L/V
L/V
L/V
V
V
L
L/V
V
L
Btu/h
CUADRO BALANCE DE MASA Y ENERGIA UNIDAD COMPRESION
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 46
10
11
N° CORRIENTE
1
Nombre
Temperatura Presión Flujo molar Flujo másico Fase Flujo más ic o Flujo Std r o Masa Molecular p a VDensidad Viscosidad Calor Específico Flujo másico Flujo Std o d i Masa Molecular u q Densidad í L Viscosidad Calor Específico N2 CO2 Met ano s Etano e t Propano n e i-Butano n o p n-Butano m o i-Pentano C n-Pentano n-Hexano n-Heptano H2O E·Glicol
Caso 1
Caso 2
2
050
051
ºF psig lbmol/hr lb/hr lb/hr MMSCFD lb/lbmol lb/ft^3 cP BTU/(lb·ºF) lb/hr sgpm lb/lbmol lb/ft^3 cP BTU/(lb·ºF)
100 104,00 923,2 945 5929,0 98302.477 101673,0 Gas 98302.477 101673,00 54,00 17,15 3,008 0,0134 0,6305 -
100 110,00 1400,0 5929,0 98302.477 101673,0 Gas 98302.477 101673,00 54,00 17,15 4,664 0,0147 0,6847 -
lbmol/hr lbmol/hr lbmol/ hr lbmol/hr lbmol/hr lbmol/hr lbmol/hr lbmol/hr lbmol/hr lbmol/hr lbmol/hr lbmol/hr lbmol/hr
68,9442 0,0000 5670, 2716 67,2296 52,9095 20,5948 31,1273 4,1584 5,5205 3,5690 4,0152 0,2723 0,0006
68,9442 0,0000 5670, 2716 67,2296 52,9095 20,5948 31,1273 4,1584 5,5205 3,5690 4,0152 0,2723 0,0006
MW 28,01 44,01 16, 04 30,07 44,10 58,12 58,12 72,15 72,15 86,18 100,20 18,02 18,02
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
050
051
115,70 110,00 873,2 1400,0 5930,0 5930,0 101632,0 101632,0 Al terminar estaGas etapa Gas 101632,00 el gas tratado101632,00 está listo 54,00 54,00 para ser transportado 17,14 17,14 por las diferentes 2,746 4,661 unidades 0,0134 0,0147de 0,6223 0,6847 distribución de gas natural residual, es decir- gas libre- de contaminantes. - será Este gas
distribuido en todo el
68,9699 68,9699 0,0000 0,0000 listo 1300 para su 5672, 5672, 1300 67,2300 67,2300 exportación hacia los 52,8574 vecinos países 52,8574 de Brasil 20,5347 20,5347 y Argentina. 30,9922 30,9922 4,1147 4,1147 5,4416 5,4416 3,4261 3,4261 3,6443 3,6443 0,2839 0,2839 0,0006 0,0006
País, además de estar
NA TU RA L
Página 47
CAPITULO V DISEÑO DE EQUIPOS En el proceso que se llevará a cabo para el tratamiento gas natural, tenemos distintas secciones con diferentes equipos, pero la unidad con los equipos más importantes dentro de este proceso es la Unidad de Aminas, en la cual se realiza el proceso más importante del tratamiento de gas, en esta etapa eliminamos los ácidos que envenenan al combustible, adecuándolo a las exigencias internacionales. A continuación presentamos los cálculos necesarios para el diseño de los principales equipos de esta unidad:
Diseño de la Bomba Booster P-2010 Este equipo está instalada a la salida de la Torre Regeneradora de Amina y sirve para alimentar la misma al intercambiador de Calor E-2009, además de comprimir a la Amina hasta los 89 psig. Todas las bombas que trabajan en esta unidad son especiales, pues comprimen de manera amplia la presión del flujo que circula, este tipo de bombas es denominado Booster Type.
Datos
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 48
̇ ̇ Cálculo de la Carga Desarrollada por la Bomba
Donde:
Cálculo de la Potencia de la Bomba
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 49
Asumiendo una eficiencia del 80%: Donde
Cálculo de la Carga Neta de Succión
La presión de la Amina:
* +
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 50
Diseño de la Bomba Booster P-2003 Esta bomba es la más costosa pues eleva la presión de 89 psig hasta el orden de los 950 psig, el trabajo de este equipo se realiza antes del ingreso a la Torre Contactora.
̇ ̇ Cálculo de la Carga Desarrollada por la Bomba
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 51
Donde:
Cálculo de la Potencia de la Bomba
Asumiendo una eficiencia del 80%: Donde
Cálculo de la Carga Neta de Succión
La presión de la Amina:
* + PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 52
Diseño del Intercambiador de Calor Amina-Amina E-2009
Amina Pobre Amina Rica
Como nuestros flujos superan los 150000 Lb/h utilizaremos un intercambiado de Tubos y Coraza, el cual deberá cumplir con las especificaciones de este equipo, como tener una caída presión menor a 10 Lb/pulg 2, además de un coeficiente total de obstrucción menor a 0.002
Intercambiador de Tubos y Coraza Datos
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 53
Arreglo Triangular de los Tubos
̇ ̇ 4 pulg
Previamente verificamos la viscosidad de las terminales frías de ambas corrientes, para así poder determinar si utilizaremos Temperaturas promedio o de lo contrario Temperaturas Calóricas, las mismas serán utilizadas para determinar las propiedades físicas de cada corriente.
Para la terminal fría:
T ( F)
(cp)
Amina Rica
177
0,95
Amina Pobre
221
0.70
; trabajamos con las temperaturas promedios:
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 54
Propiedades de la Amina Rica y Amina Pobre a las correspondientes temperaturas promedio de cada corriente:
Cp (Btu/Lb-˚F)
K (Btu/h-pie-˚F)
1.7908
0.895
0.10
2.4587
1.016
0.15
T ( F) Amina Pobre Amina Rica
(Lb/pie-h)
Cálculo del Flujo Másico de Amina Rica requerida
̇ ̇
Cálculo del Coeficiente de Película para los Tubos (hi) Para el diseño se ha considerado un diámetro de tubería de 3/4 pulg BWG 18
( ) ( )
Número de Reynolds:
() PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 55
Número de Prandt:
( ) ( ) ( ) Cálculos en la Coraza
Número de Reynolds
( ) PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 56
Número de Prandt
() () () Cálculo del Coeficiente de Transferencia Limpio (U c)
Cálculo de la Media Logarítmica de la Temperatura
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 57
Cálculo del Calor requerido
Cálculo del Factor de corrección
Con estos valores nos dirigimos a la Tabla del Factor de corrección, en la cual leemos el siguiente valor:
Cálculo de la Temperatura Real
Cálculo del Área Total del Intercambiador Para la tubería de ¾ pulg
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 58
Cálculo del Coeficiente de Transferencia de Diseño (U D)
Cálculo del factor de Obstrucción
Cálculo de la Caída de Presión en la Coraza
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 59
Determinación del Diámetro y Altura de la Torre Contactora Asumimos los siguientes datos
Altura entre platos = 2.5 pies
Kv = 0.0564 (Manual del Ingeniero Químico “Perry” 3 Edición Pág 917)
Cierre Hidráulico = 1 pulgada
Cálculo de la densidad media del gas (ρG) Gas de Cabeza
ρ1 = 7.7374 Kg/m3
Gas de entrada
ρ2 = 14.0059 Kg/m3 3
ρ = 10.8716 Kg/m G
Cálculo de la densidad media del líquido (ρL) Entrada
ρ1 = 1001.3818 Kg/m3
Fondo
ρ2 = 1292.9828 Kg/m3
ρL = 1147.1823 Kg/m3
√ Cálculo del flujo promedio de gas Flujo en la Cabeza Flujo en el Fondo
̂ PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 60
Cálculo de la Sección transversal de la torre
̂
Cálculo del Diámetro de la Torre
√
Cálculo de la Altura de la Torre N° Platos Reales = 21
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 61
CAPITULO 7 ESTIMACION DE COSTOS DE LOS EQUIPOS
Debido a que los equipos necesarios para el tratamiento de gas son especiales y no pueden ser encontrados fácilmente, además de no ser fabricados en nuestro país, sino que vienen del exterior, fue costoso encontrar los precios exactos. Es por eso que realizamos una investigación de los costos de la mayoría de los equipos que componen este proceso de tratamiento de gas natural. A continuación se presenta un listado con los costos aproximados de los principales equipos que participan en el proceso de purificación del gas natural.
Codigo V-1001 V-1000 T-2001 E-2009 AC-2017 AC-2008 P-2010 P-2003 P-2016 F-2000 S-410 S-420 S-500 T-2012 K-1104 E-1100 E-1101
Nombre Unidades Separador de Baja presión 1 Separador de Alta presión 1 Torre de Absorción 1 Intercambiador de calor de tubos y coraza Amina - Amina 1 Condensador en la cabeza de la Torre Regeneradora 1 Enfriador de la salida de la Torre Contactora 1 Bomba Booster a la salida de la Torre Regeneradora 1 Bomba Booster de alimentación a la Torre Contactora 1 Bomba Booster de inyección de reflujo de agua 1 Filtro Coalescedor de Entrada 1 Filtro de Carbón Activado 1 Pre-filtro de Amina 1 Post-filtro de Amina 1 Torre Contactora de recuperación de Amina 1 Compresor del gas residual 1 Intercambiador de calor Gas-Gas Dew Point 1 Chiller Dew Point 1 TOTAL 17
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Valor ($us) 2000 2500 35000 5000 2000 2500 3000 3000 2000 500 400 300 300 30000 8000 4000 5000 105500
Página 62
CAPITULO 8 COSTOS DEL PROYECTO PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS NATURAL El presente estudio económico se realiza para el primer año de tratamiento de gas natural, por eso asumimos que la planta trabaja al 100% de su capacidad desde el primer año.
Cuadro N° 1 de Producción Cantidad
Unidad
Capacidad de Producción
60
MMSCFD / DIA
Tiempo de Operación
365
DIAS/AÑO
MMSCFD = Millones de pies cúbicos por día
Cuadro N°2 Programa de Producción y Ventas Años
Capacidad
Producción
Ventas
Total Ventas
2012
100%
60 MMSCFD
60 MMSCFD
Precio del Producto = 10 $/MPC
Inversiones en Activos Fijos.
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 63
En la tabla 1, se presenta el detalle del total del capital invertido en la implementación de la planta:
TABLA 1. Inversiones en activos para el primer año ($us). Descripción Terreno
Cantidad 500
Precio Unitario Total 0 0
Construcción Turbo Expander Horno Reformador Compresor Intercambiadores Torre de Almacenaje Torre de Almacenaje Secador de Tambor Enfriador Deshidratador Caldero Recipientes Bombas Ventiladores Filtros Vehiculos Computadoras Otros Equipos TOTAL
1
5000000
5000000
1 1
50000 25000
50000 25000
2 2
300 1000
600 2000
1
15000
15000
1
20000
20000
1
1500
1500
1
5000
5000
1
20000
20000
1
10000
10000
20
150
3000
6
500
3000
3
300
900
4
250
1000
3
10000
30000
5
400
2000 105500
5294500
Una planta de gas natural requiere la concesión del terreno, es por este motivo que el terreno no es un valor de compra.
Depreciaciones y Castigos. Para el desarrollo del proyecto se cuenta con un capital de 1000000 $.
TABLA 2. Depreciaciones y castigos para el primer año ($us). Descripción
Vida Útil
0
1
Valor Residual
0
0
0
A. Inversiones Fijas Terreno
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 64
Construcción
10
5000000
500000
4500000
Turbo Expander
10
50000
5000
45000
Horno reformador
10
25000
2500
22500
Compresor
5
600
120
480
Intercambiadores
5
2000
400
1600
Torre de Almacenaje
10
15000
1500
13500
Torre de almacenaje
10
20000
2000
18000
Secador de Tambor
5
1500
300
1200
Enfriador
10
5000
500
4500
Deshidratador
10
20000
2000
18000
Caldero
10
10000
1000
9000
Recipientes
7
3000
428,57
2571.43
Bombas
5
3000
600
2400
Ventiladores
5
900
180
720
Filtros
5
1000
200
800
Vehiculos
5
30000
6000
24000
Computadoras
5
2000
400
1600
Otros equipos
10
105500
10550
94950
B. Gastos KPP
1
1000000
1000000
0
Total Depreciación
1533678,57 4760821.43
Servicio a la Deuda. TABLA 3. Servicio a la deuda para el primer año ($us). n
0
1
Capital
10000000
0
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 65
Amortización
1000000
Interés (15%)
0
Cuota de Pago
1000000
Inversiones y Reposiciones. Como el balance económico solo se realiza para el primer año, no tenemos ninguna reposición de equipos a lo largo de este, pues los equipos tienen una depreciación por encima de los 5 años.
Costos de Fabricación. TABLA 4. Costos de fabricación para el primer año. Descripción
Cantidad
Unidad Precio Unit ($)
1. Costo Materia Prima. Gas Natural
Costo ($) 43800000
21900000
MPC
2
43800000
2. Costo de Insumos.
156368725
Amina
156307224 Kg
1
156307224
Agua
1000000
m3
0,0015
1500
Electricidad
10000000
Kw
0,006
60000
3, Mano de Obra Directa
52000
Operarios
8
3250
26000
Ingeniero Químico
2
13000
26000
4. Gastos Generales
5200
Control de Calidad
28
Gastos de Mantenimiento
1
Global
150
4200
1000
1000
TOTAL
200225924
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 66
Costo de Producción. TABLA 5. Costo de producción para el primer año ($us). Descripción
Tipo de Costo
1
1. Costo Materia Prima.
43800000
2. Costo de Insumos.
156368725
3. Mano de Obra Directa
52000
4. Gastos Generales
52000
5. Depreciación.
4760821.43
6. Interés.
0
Costo de Producción.
205033546,4
Cantidad Producida (MPC)
21900000
Costo Unitario
9,3623
Ingresos por Ventas. TABLA 6 Ingresos por ventas del producto para el primer año (Millones $us). Descripción
0
1
Gas Natural
219
Ingreso por Ventas
219
PL AN TA
DE
TR AT AM IE NT O
DE
GAS
NA TU RA L
Página 67
