6. PROCESAMIENTOS PROCESAMIENTOS DEL GAS (1)-4) Se entiende como procesamiento del gas, la obtención a partir de la mezcla de hidrocarburos gaseosos producida en un campo, de componentes individuales como etano, propano y butano. En el procesamiento del gas se obtiene los siguientes siguientes productos: Gas Residual o Pobre. Compuesto por metano básicamente y en algunos casos cuando no interesa el etano, habrá porcentajes apreciables de éste. Gases Licuados del Petróleo Petróleo (LPG). (LPG). Compuestos por C3 y C4; pueden ser compuestos de un alto grado de pureza (propano y butano principalmente) o mezclas de éstos. La tabla 26 muestra las características de algunos compuestos o mezclas de LPG. Líquidos del Gas Gas Natural (NGL). (NGL). Es la fracción fracción del gas natural compuesta por pentanos y componentes mas pesados; conocida también como gasolina natural. (1) La tabla 26 muestra las especificaciones que típicamente se le exigen a la gasolina natural en una planta de procesamientos del gas natural. El caso más sencillo de procesamiento del gas natural es removerle a este sus componentes recuperables en forma de líquidos del gas natural (NGL) y luego esta mezcla líquida separarla separarla en LPG y NGL. Cuando del proceso se obtiene con un alto grado de pureza C2, C3 y C4 se conoce como fraccionamiento. El procesamiento del gas natural se puede hacer por varias razones: Se necesitan para carga en la refinería o planta petroquímica materiales como el etano, propano, butano. El contenido de componentes intermedios en el gas es apreciable y es mas económico removerlos para mejorar la calidad de d e los líquidos. El gas debe tener un poder calorífico determinado para garantizar una combustión eficiente en los gasodomésticos, y con un contenido alto de hidrocarburos intermedios el poder calorífico del gas puede estar bastante por encima del límite exigido. Se habla básicamente de tres métodos de procesamiento del gas natural: Absorción, Refrigeración y Criogénico. El primero es el más antiguo y el menos usado actualmente; consiste en poner en contacto el gas con un aceite, conocido como aceite pobre, el cual remueve los componentes compone ntes desde el C2 en adelante; este aceite luego se separa de tales componentes. El método de refrigeración refrigeración es el más usado y separa los componentes de interés en el gas natural aplicando un enfriamiento moderado; es más eficiente que el método de absorción para separar del C3 en adelante. El proceso criogénico es el más eficiente de los tres, realiza un enfriamiento criogénico (a temperaturas muy bajas, menores de -100°F) y se aplica a gases donde el contenido
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de intermedios no es muy alto pero requiere un gas residual que sea básicamente metano. Tabla 26. Especificaciones de Gases Licuados del Petróleo
(1)
PRODUCTO Mezclas P-B Comerciales
Característ. Propano Butano del Comercial Comercial Producto. Composición Básicamente Básicamente Mezclas de propano y/o butano y/o propano y propileno butilenos butano comerciales
Presión de vapor a 100°F, Lpcm., Max Resid Vol. Temp.aEvap. del 95%, °F, Max %V, C 4 , máx %V, C 5 ,
Máx Res. Mat. Org.: Res. al Evap.100 ml. Corr. Lám de Cobre, Máx. S, Total, ppmw Cont. Agua Libre
70
-37
36
36
2,5 -
-
-
2,0
2,0
0,05 ml
-
-
No, 1
No, 1
No, 1
185
140
140
_
nada
Métodos de Prueba
90% omás de ASTM D propano 2163-82 líquido y 5% omenos de propileno liquido 208 208 ASTM D1267-84
208
Propano HD-5
nada
-37 ASTM D1837-81 2,5 ASTM D2163-82 - ASTM D 2163-82 Composición 0,05ml ASTM D2158-80
No, 1 ASTM D1838-84 123 ASTM D2784-80 -
6.1. Pr oceso de Absorción La figura 78 muestra el esquema del proceso de absorción en el cual el gas se pone en contacto en contracorriente con un aceite liviano a través de una torre absorbedora. El contacto en la torre puede ser a través de platos o de un empaque. El gas debe
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entrar a la torre frío para que se presente una mejor remoción de los componentes de interés. El aceite usado para hacer la remoción entra a la torre por la parte superior y se conoce como aceite pobre; cuando sale de la torre, por la parte inferior, lleva los componentes removidos al gas y se conoce como aceite rico. El gas que sale de la torre absorbedora es básicamente metano y se conoce como gas residual. El aceite rico que sale de la absorbedora pasa a una columna de estabilización que en este caso, libera al aceite rico del etano y el metano que no pudo salir en la absorbedora; en este caso no se pretende obtener etano. Cuando se necesita etano, el aceite rico pasa a una desmetanizadora y el fluido que sale de esta pasa a una desetanizadora. El reflujo en la desentanizadora es para mejorar la separación de metano y etano.
Figura 78. Diagrama del procesamiento del Gas por Absorción.
El líquido que sale de la desetanizadora pasa a otra columna estabilizadora conocida como fraccionadora, en la cual el propano, butano y componentes más pesados removidos al gas en la absorbedora son separados del aceite de absorción y salen como vapores por el tope de la columna, y el líquido, que es básicamente el aceite pobre, sale por la parte inferior y se recircula a la absorbedora para continuar con el proceso. Los gases que salen de la fraccionadora se condensan y parte de este condensado que se utiliza como reflujo para mejorar la eficiencia de la fraccionadora y el resto irá para almacenamiento de productos , en caso de que no se desee hacer separación de LPG y gasolina natural, o para fraccionamiento en caso contrario.
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Tanto en la desetanizadora como en la fraccionadora hay calentamiento en la parte inferior para mejorar el proceso de estabilización o remoción de etano y metano en la primera y propano y componentes más pesados en la segunda. El calentamiento en el fondo de la fraccionadora debe ser tal que la temperatura allí esté próxima al punto de ebullición del aceite pobre, para garantizar una remoción total del propano y componentes más pesados que este aceite removió del gas y además que el aceite pobre quede puro para recircularlo a la torre absorbedora Estas plantas de tratamiento por absorción, no son muy usadas porque son difíciles de operar y controlar su eficiencia; además el aceite pobre se contamina y pierde su eficiencia para remover los hidrocarburos intermedios del gas natural. Los recobros + típicos en este tipo de planta son C3 80%; C4 90%; C5 98%.
6.2. Proceso de Refrigeración En este caso la mezcla gaseosa se enfría a una temperatura tal que se puedan condensar las fracciones de LPG y NGL. Los refrigerantes más usados en este caso son freón o propano. La figura 79 muestra un esquema de este proceso. El gas inicialmente se hace pasar por un separador para removerle el agua y los hidrocarburos líquidos. Al salir el gas del separador se le agrega glicol o algún inhibidor de hidratos para evitar que estos se formen durante el enfriamiento. Luego el gas pasa por un intercambiador donde se somete a pre-enfriamiento antes de entrar al Chiller donde le aplica el enfriamiento definitivo para llevarlo hasta aproximadamente -15°F. Del Chiller el gas pasa a un separador de baja temperatura donde habrá remoción del glicol y el agua, y los hidrocarburos, como mezcla bifásica, pasan a una torre de fraccionamiento en la cual se le remueven los hidrocarburos livianos, C1 básicamente, en forma gaseosa como gas residual que sale por la parte superior; los hidrocarburos + intermedios C2, C3, C4 y C 5 salen por la parte inferior hacia almacenamiento si no se va hacer separación de, al menos, LPG y NGL, o hacia fracionamiento si es lo contrario. Parte de los gases que tratan de salir de la torre fraccionadora son condensados y reciclados para reducir el arrastre de hidrocarburos intermedios en el gas. El calentamiento en el fondo de la torre se hace para evaporar el metano y el etano; reduciendo la presión y aumentando la temperatura se puede conseguir una mejor separación del metano y el etano de la fase líquida. +
Los niveles típicos de remoción de C3, C4, C5 por este proceso son: C3 85%; C4 + 94%; C5 98%. Es posible recuperar pequeños porcentajes de C2 en este tipo de plantas, pero está limitado por el hecho de que no es posible, con las refrigerantes
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actuales, bajar la temperatura del gas antes de entrar a la absorbedora a valores por debajo de -40°F aproximadamente.
Figura 79. Diagrama del procesamiento del Gas por Refrigeración.
La mayoría de las plantas usan freon como refrigerante y limitan la temperatura del gas de entrada a -20°F, porque a temperaturas por debajo de este límite las propiedades mecánicas del acero de las tuberías se ven afectadas. En el proceso por refrigeración también se puede usar absorbente líquido solo que en este caso el líquido absorbente también es sometido a refrigeración antes de entrar a la torre absorbedora; la figura 80 muestra un esquema del proceso por refrigeración usando absorbente conocido también como proceso de absorción a baja temperatura y su funcionamiento con respecto al proceso de absorción presenta las siguientes diferencias: El aceite pobre antes de entrar a la contactora pasa por un intercambio de calor donde se usa propano o freón para enfriarlo hasta aproximadamente – 15°F y el gas de entrada antes de entrar a la contactora también pasa por un proceso de enfriamiento con freón o propano líquido. El proceso es pues una combinación de los procesos de de absorción y refrigeración antes descritos y presenta mayor eficiencia en el recobro de productos en la planta que ambos.
6.3. Pr ocesos Cr iogé nicos Se caracterizan porque el gas se (Temperaturas Criogénicas); en este deshidratación tenga un contenido de que el gas se pueda despresurizar para
enfría a temperaturas de -100 a -150°F caso se requiere que el gas después de la agua de unas pocas ppm, además se necesita poderlo enfriar. Las plantas criogénicas son la
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de mayor rendimiento en líquidos recobrados, son más fáciles de operar y más (1) compactas aunque un poco más costosas que las de refrigeración .
Figura 80. Proceso de Absorción a Baja atemperatura.
La selección de una planta criogénica se recomienda cuando se presenta una o más de (4 las siguientes condiciones Disponibilidad de caída de presión en la mezcla gaseosa Gas pobre. Se requiere un recobro alto de etano (mayor del 30%). Poca disponibilidad de espacio. Flexibilidad de operación (es decir fácilmente adaptable a variaciones amplias en presión y productos). Como el gas se somete a caída de presión, el gas residual debe ser recomprimido y por esta razón la expansión del gas, en lugar de hacerse a través de una válvula, se hace a través de un turbo expander para aprovechar parte de la energía liberada en la expansión. La figura 81, es el esquema de un proceso criogénico para remoción de líquidos de un gas. El gas inicialmente se hace pasar por un separador de alta presión para removerle los líquidos (agua y condensados). Luego se pasa por una unidad de deshidratación para bajarle el contenido de agua a valores de ppm; por esto la unidad de deshidratación debe ser de adsorción y el disecante del tipo mallas moleculares.
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De la unidad de deshidratación el gas intercambia calor con el gas que sale de las desmetanizadora a aproximadamente -150°F y luego pasa a un separador de baja temperatura. De este separador el líquido y el gas salen aproximadamente a -90°F y el líquido entra a la desmetanizadora por un punto donde la temperatura de esta sea aproximadamente -90°F. El gas que sale de este separador pasa por el turbo expander donde la presión cae a unos 225 IPC y la temperatura cae a -150°F y a esas condiciones entra a la desmetanizadora.
Figura 81. Diagrama de Procesamiento Criogénico del Gas.
En la desmetanizadora la temperatura varía desde uno 40°F en el fondo, donde hay una zona de calentamiento, y -150°F en el tope. El gas que sale del tope a -150°F y 225 LPC intercambia calor con el gas que sale de la unidad de deshidratación y luego pasa a un compresor que es activado por el turbo expander, aprovechando parte de la energía cedida por la expansión del gas, y luego otro compresor termina de comprimir el gas para llevarlo a la presión requerida. Como el gas se calienta por la compresión al salir del último compresor, parte de este gas se usa para mantener el fondo de la desmetanizadora a 40°F y el resto se hace pasar por un enfriador para llevarlo a la temperatura adecuada. Todo este es el gas residual, que en su composición es básicamente metano.
El líquido que sale de la desmetanizadora son los componentes pesados del gas y se envía a almacenamiento, o a fraccionamiento para obtener C2, C3 y C4 (o LPG) y NGL.
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En una planta criogénica los rendimientos en componentes recuperados son: C2 > + 60%, C3 > 90% y C4 100%.
Ej emplo 6.1 El gas de la tabla 3 se somete a endulzamiento, deshidratación y procesamiento por + refrigeración, donde se le remueve el 85% de C3, el 94% de C4 y el 98% de C5 , para llevarlo a los requisitos de calidad exigidos. Encontrar la composición del gas residual que sale de la fraccionadora en los procesamientos.
Solución Tomando una mol de gas que entra al proceso, las moles de cada uno de los componentes que quedan luego del tratamiento del gas son H 2S 0, 0 N 2
1, 44
C1
0,855
C2
0, 0574
1 0,85 *0, 0574 0, 0027 C4 0, 0082 1 0, 94 0, 003 C5 0, 0063 1 0, 98 0, 0 C3
Como el porcentaje de CO2 deben ser el 2%, las moles de C 1, C2, C3, C4 y C5 representan el 98% sea que las moles de CO2 presentes en el gas residual son: 0,855 0,0144 0,0574 0,003 0,003 0,98
y el número total de moles es 0,95
0,02 0,019 0,019
0,02
finalmente, la composición del gas
residual se calcular de la siguiente tabla: Ci
CO2 N2 C1 C2 C3 C4 + C5
+
ni 0,019 0,0144 0,855 0,0574 0,0027 0,0004 0,0001
Yi = ni/0,95 0,02 0,015 0,901 0,060 0,003 0,0004 0,0
El peso molecular de este gas es 17,87 y su gravedad específica 0,62.
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Referencias B ibliográficas 1. Arnold, K and Stewart, M. “Surface Production Operations” (Vol. 2, Design of Gas – Handling Systems and Facilities), Chap. 7, Gulf Publishing Company. Book Division, Houston, TX, USA, 1988. 2. Kumar, S. “Natural Gas Engineering”, Chap. 6, Gulf Publishing Company. Book Division, Houston, TX, USA, 1987. 3. Campbell, J.M. “Gas Conditioning and Processing”, chaps. 20, John M. Campbell nd and Co. International Petroleum Institute Ltd., Norman, Okla., USA, 1968, 2 Edition. 4. Gas Processors and Suppliers Association, “Enginering Data Book”, Vol. 1, Tulsa, Okla., USA, Tenth Edition, 1987. 5. Fournié, F. J. C. “Permeation Membranes can Efficiently Replace Conventional Gas Treatment Processes”, JPT 06/87, Pag. 707 – 712. 6. Gas Research Institute (GRI) of the Institute of Gas Technology (IGT) “Field Evaluation Supports Applicability of Membrane Processing”, 2001.( Articulo bajado de la página Web del IGT). 7. R.L. McKee and A.J. Foral, M.W. Kellogg; H.S. Meyer and J.P. Gamez, Gas Research Inst.; and S.A. Stern, Syracuse U. “Offshore Dehydration of Natural Gas: an Evaluation of Alternatives”. Articulo bajado de la página Web del IGT en diciembre de 2001. 8. GRI of the IGT “Evaluation of Hidrogen Sulphur Scavenging Technologies”. Articulo bajado de la página Web del IGT en noviembre de 2001. 9. GRI of the IGT and Krupp Uhde GmbH,”Commercial Development of New Gas Processing Technology”. Artículo bajado de la página Web del IGT en diciembre de 2001.
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