Seguridad en Plantas de Acondicionamiento, Tratamiento y Proceso DeGas Natural
01-Proceso de Acondicionamiento GN
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8/18/2019 01-Proceso de Acondicionamiento GN
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www.inegas.edu.bo
Modulo 4: Procesos del Gas Natural III
Ing. Nelson Cabrera Maráz, [email protected]
N@Plus2016
http://campus.inegas.edu.bo
TEMA: PROCESO DE ACONDICONAMIENTOParte IVa
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Agenda
‾ Introducción
‾ Gas licuado de petróleo (GLP) ‾ Poder Calorífico
‾ Riqueza del Gas Natural (GPM)
‾ Extracción de líquidos (LGN)
‾ Estabilización y Almacenamiento
‾ Deshidratación ‾ Puntos de Rocío
‾ Plantas de gas en Bolivia
Procesos de Acondicionamiento del Gas Natural
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Nomenclatura
‾ GOSP Gas-Oil Separation Plant
‾ LPG C3+C4 ‾ NGL Natural Gas Liquid
‾ GLP Gas Licuado de Petróleo
‾ GPM Galones de condensable por MPCS
‾ HHV High Heating Value
‾ PEL Planta de Extracción de líquidos ‾ GN Gas Natural
Procesos de Acondicionamiento del Gas Natural
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Componentes de Gas Natural
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El gas licuado del petróleo (GLP) es la mezcla de gases licuados
presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Los
componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales
son gases, son fáciles de licuar, de ahí su nombre. En la práctica, se
puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.
El propano y butano están presentes en el petróleo crudo y el gas
natural, aunque una parte se obtiene durante el refinado de petróleo,
sobre todo como subproducto de la destilación fraccionada catalítica
(FCC , por sus siglas en inglés Fluid Catalytic Cracking).
Gas licuado de petróleo
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El gas natural de propano y butano que pueden ser extraídos por
procesos consistentes en la reducción de la temperatura del gas
hasta que estos componentes y otros más pesados se condensen.
Los procesos usan refrigeración o turboexpansores para lograr
temperaturas menores de -40 ºC necesarias para recuperar el
propano. Subsecuentemente estos líquidos son sometidos a un
proceso de purificación usando trenes de destilación para producir
propano y butano líquido o directamente GLP.
El GLP se caracteriza por tener un poder calorífico alto y una
densidad mayor que la del aire.
GLP de gas natural
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Los usos principales del GLP son los siguientes:
• Obtenc ión de o lef inas , utilizadas para la producción denumerosos productos, entre ellos, la mayoría de los plásticos.
• Combust ib le para au tomóv i les , una de cuyas variantes es elautogás.
• Combust ib le de ref inería.
• Combust ib le domést ico (mediante garrafas o redes dedistribución).
Usos del GLP
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El poder calorífico es la cantidad de calor ideal desprendido por un
volumen de combustible, durante una combustión completa, a
presión constante. Además, se debe especificar la humedad del
combustible y si el volumen de gas es real o ideal. Esto involucra un
balance de energía a condiciones estándares de presión y
temperatura, 60°F y 14.69 psi (15.55°C y 101.325 kPa).
El poder calorífico HHV, que incluye el calor de condensación y el
poder calorífico inferior LHV, que asume que el agua permanece
en estado vapor.
Poder Calorífico del Gas
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Calculo del Poder Calorífico del Gas
hv
Ideal Net
(BTU/scf)
Hv
Ideal Gross
(BTU/scf)
Ideal Net
(BTU/scf)
Ideal Gross
(BTU/scf)
CO2 4.03 0.0 0.0 0.0000 0.0000
N2 1.44 0.0 0.0 0.0000 0.0000
C1 85.55 909.4 1010.3 777.9917 864.3117
C2 5.74 1618.7 1769.7 92.9134 101.5808
C3 1.79 2314.9 2516.1 41.4367 45.0382
iC4 0.41 3000.4 3251.9 12.3016 13.3328
nC4 0.41 3010.8 3262.3 12.3443 13.3754
iC5 0.20 3699.0 4000.9 7.3980 8.0018
nC5 0.13 3703.9 4008.9 4.8151 5.2116
C6 0.15 4403.9 4755.9 6.6059 7.1339
C7+ 0.15 5100.3 5502.5 7.6505 8.2538
H2S 0.00 586.8 637.1 0.0001 0.0001
100.00 963.4572 1066.2399
Condiciones Normales P=14.696 psia
T=60ºF
Componente
Fraccion
Molar
(%)
Valor tabla GPA-2145 Poder Calorifico
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Es conveniente medir el volumen ocupado por 1 lb-mol
de gas a una temperatura y presión de referencia, por lo
general a condiciones normales de 14.7 psia y 60°F.
El volumen normal se define como el volumen ocupado
por UNA Lb-mol de un gas ideal a condiciones normales:
379.4 lb-mol/pcn
Volumen del Gas Natural
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La riqueza del gas natural producido se mide en GPM, unidad que se
define como el contenido de líquidos de componentes C3+ presentes
en el gas natural.
El GPM significa cantidad de galones de líquidos obtenidos por el
propano y de mas pesados (C3+) por cada mil pies cúbicos de gas
natural a condiciones normales.
Mientras mayor sea el GPM del gas, éste se considera más rico, por contener mayor proporción de componentes pesados, lo cual permite
extraer mayores volúmenes de LGN.
Riqueza del Gas Natural
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379.49 ft3
2.6351
Moles
Yi x 2.6351 Mwi Tci(ºR) Pci(psia)
Poder
Calorifico
(BTU/scf)
Densidad
Liquido
(Lb/gal)
D1
Densidad
Liquido
(Gal/Lb mol)
D2
Yi*Mwi/D1 Moles * D2
CO2 4.03 0.0403 0.1062 44.010 547.87 1071.00 0.0
N2 1.44 0.0144 0.0379 28.013 227.30 493.00 0.0
C1 85.55 0.8555 2.2543 16.043 343.37 667.80 909.4
C2 5.74 0.0574 0.1513 30.070 550.09 707.00 1618.7 2.970 10.126 0.5812 1.5316
C3 1.79 0.0179 0.0472 44.097 666.01 616.30 2314.9 4.231 10.433 0.1866 0.4921
iC4 0.41 0.0041 0.0108 58.124 734.98 529.10 3000.4 4.684 12.386 0.0509 0.1338
nC4 0.41 0.0041 0.0108 58.124 765.65 550.70 3010.8 4.861 11.937 0.0490 0.1290
iC5 0.20 0.0020 0.0053 72.151 829.10 490.70 3699.0 5.261 13.860 0.0274 0.0730
nC5 0.13 0.0013 0.0034 72.151 845.70 488.60 3703.9 5.206 13.713 0.0180 0.0470
C6 0.15 0.0015 0.0040 83.178 913.70 436.90 4403.9 5.535 15.566 0.0225 0.0615
C7+ 0.15 0.0015 0.0040 147.000 1112.00 304.00 6000.0 6.424 17.468 0.0343 0.0690H2S 0.00 0.0000 0.0000 34.076 672.60 1036.00
100.00 1.0000 2.6351 0.9700 2.5371
GPM(Gal/MPCS) 2.5561 2.5371
GPM (Gal(MPCS)
Comp
P=14.696 psia
T=60ºF
Fraccion
Molar
(%)
Yi
(FraMol/100)
Valores de Tabla Valores de Tabla
Lb-Mol @ Cond. Std
(1000/379.49)---> Lb-moles x 1000 scf
Condiciones Normales
Riqueza del Gas Natural
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El p ro cesam ien to del g as consiste principalmente en acondicionar
el gas para su entrega o venta, extraer y recuperar líquidos del gas, o
ambos.
El acond ic ionamien to del gas abarca la eliminación de compuestos
ácidos o procesos de endulzamiento, de acuerdo con las
características del gas producido.
Procesamiento del Gas Natural
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Otros tratamientos del gas:
• La recuperac ión de etano e hidrocarburos licuables mediante
procesos criogénicos (uso de bajas temperaturas) para lageneración de un liquido separable por destilación fraccionada;
• La separac ión de isobu tano del n-butano,
• La recuperac ión de azufre de los gases ácidos por
endulzamiento, y
• La estab i li zac ión y almacenamiento .
Procesamiento del Gas Natural
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La recuperac ión de líqu idos invo luc ra , la separación primaria del
gas desde los líquidos libres que acompañan al gas: petróleo y/o
condensados, agua de formación.
Extracción de componentes líquidos, etano, propano y gasolinas a
través de procesos de compresión, separación a baja temperatura
y/o turbo-expansión y por ultimo, fraccionamiento de los líquidos
extraídos.
Extracción de líquidos
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El proceso de recuperación de líquidos del gas también puede ser llevado a cabo utilizando un proceso de separación por DESTILACION. Este proceso viene acompañado de un proceso deENFRIAMIENTO. La combinación de estos dos procesos da origen ala denominada PLANTA DE EXTRACCION DE LIQUIDOS.
El gas entra al sistema de enfriamiento originando una mezcla gas-liquido, la cual se separa en un separador frío.
Los hidrocarburos líquidos fluyen a una torre de destilación y el gas
sale por el tope. Si se desea recuperar etano, la columna se llamademetanizadora. Si solo se quiere recuperar propano y componentesmas pesados la torre se llama deetanizadora. Para recuperar butanos y componentes mas pesados la torre se llamadebutanizadora.
Extracción de líquidos
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Planta de fraccionamiento de LGN
Rich gas isseparated by gas
processing into dry
gas and NGLs. The
NGLs may be sold
to a refinery or
petrochemicalcomplex, or
separated by
fractionation into
individual
hydrocarbon
liquids.
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Planta de fraccionamiento de LGN
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En algunas ocasiones los hidrocarburos pesados son removidos para
controlar el punto de rocío del gas y para prevenir la condensación
de líquidos en la transmisión de gas por tuberías y en sistemas de
gas combustible. En este caso los líquidos son un subproducto del
procesamiento y si no existe mercado para los líquidos ellos puedenser usados como combustible.
Alternativamente, los líquidos puede ser estabilizados y vendidos
como condensado.
Extracción de líquidos
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Tren de Fraccionamiento – 3 productos
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Es el Proceso donde se incrementa la cantidad de componentes
intermedios (C3 a C5) y componentes pesados (C6+) en la fase
liquida.
Los componentes obtenidos por esta vía tiene un mayor valor como
liquido que como gas.
La columna estabilizadora opera a una presión reducida en el
separador frío y tiene un rehervidor que genera un producto con una
presión de vapor establecida.
Después de la estabilización, el producto se enfría y es enviado a
almacenamiento.
Estabilización
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Las instalaciones para el almacenaje de fracciones livianas y líquidosvolátiles inflamables como etileno, butadieno, propileno, líquidos delgas natural y otros, representan una de las áreas de mas alto riesgode una refinería o una planta de gas.
Si estos materiales no se almacenan a presión o con refrigeración,se generaría un gran volumen de vapores que resultarían enperdidas de producto valioso así como en contaminación ambiental.
El Gas Licuado se debe mantener en su punto de ebullición o por debajo. Es posible utilizar la refrigeración, pero la practica habitualconsiste en el enfriamiento por evaporación. La cantidad de liquidoevaporado se minimiza mediante aislamiento. El vapor se descarga ala atmósfera, comprimirse y volverse a licuar o utilizarse.
Almacenamiento de líquidos
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DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL
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Extracción Recolección Separación
Tratamiento
Crudo
Compresión
Gas
Almacenaje
Medición
Y Bombeo
Tratamiento
Del Gas
ProcesoDel Gas
Operaciones
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Planta de Procesamiento de Gas.
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PLANTA DESHIDRATADORA
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Requerimientos para el transporte :
• Punto de Rocío de HC: -4 °C a 800 psia
• PCS: 995 – 1046 BTU/ft3
• CO2: 2 % molar
• Inertes totales: 4 % molar
• H2S: 3 mg/ m3 o 2.1 ppm
• H2O: 4 lb / MMft3 o 85 ppm• O2: 0.2 % molar
• Partículas sólidas: 1.4 lb / MMft3
PLANTAS DESHIDRATADORAS:
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Requerimientos para el transporte:
Partículas liquidas: 2,8 lt/ MMft3
Libre de arena, polvo, gomas, aceites, etc.
La medición del contenido de agua esta estandarizadapor ASTM D – 1142.
4 lb de agua / MMft3
PLANTAS DESHIDRATADORAS:
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El vapor de agua asociado al gas natural, es uno de los
contaminantes más comunes en el gas dado por los inconvenientes
que puede ocasionar tanto en procesos posteriores a los que pudiere
estar sometido, como para su transporte a áreas de tratamiento yconsumo. Bajo condiciones normales de producción, el gas natural
está saturado con agua.
Por los incrementos de presión o reducción de temperatura el agua
en el gas natural se condensa y se forma en agua liquida.
Deshidratación del gas natural
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Cuando el agua libre se combina con las moléculas de gas (metano,
etano, propano, etc.), esta forma hidratos sólidos el cual puede
taponar válvulas, equipos y algunas líneas de gas.
La presencia de agua líquida puede incrementar la corrosividad del
gas natural, especialmente cuando el gas contiene H2S y CO2. Sin
embargo el contenido de agua en el gas natural puede ser reducido
para evitar la formación de hidratos y reducir la corrosión en tuberías
antes que sea transportado.
Deshidratación del gas natural
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Si el agua acumulada es producto de la condensación de su fase
vapor y es llamada “agua fresca”.
Si contiene minerales, cloruros de calcio, sodio y magnesio se
caracteriza por tener un sabor amargo y es una indicación de que se
ha producido un poco de agua de formación.
DESHIDRATACION del gas natural …
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Las principales dificultades causadas por la humedad se
clasifican en:
Formación de hidratos de gas, que taponan las líneas y
los mecanismos de control de presión.
Acumulación de agua liquida en los gasoductos que
reduce efectivamente el diámetro y la capacidad de
transmisión.
Corrosión interna de tubería, accesorios, equipos de
producción, etc.
El control apropiado del contenido de humedad es la solución
mas simple y económica para estos problemas, lo que da origen
al desarrollo del proceso de deshidratación.
DESHIDRATACION del gas natural …
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El tratamiento del gas natural mas aplicado por la industria esconocido como deshidratación y consiste en remover agua presenteen el gas.
Una deshidratación efectiva previene la formación de hidratos de gas
y la acumulación de agua en los sistemas de transmisión.
El hidrogeno y nitrógeno son gases inertes que afectan el poder calorífico del gas. El anhídrido carbónico (CO2) y el sulfuro dehidrogeno, forman ácidos o soluciones acidas en presencia del agua
contenida en el gas.
El contaminante al que hay que prestarle suma importancia es el AGUA, siempre presente en el gas proveniente del yacimiento, yaque produce corrosión y formación de hidratos.
DESHIDRATACION del gas natural …
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La deshidratación del gas natural se define como el proceso de
remover el vapor de agua que esta asociado al gas.
Para lograr la deshidratación se disponen de varios métodosoperacionales entre los cuales el mas usado es el tratamiento del
gas con glicol o proceso de absorción.
En este proceso se usa un liquido higroscópico para remover el
vapor de agua del gas, los líquidos que se usan son el dietilenglicol y trietilen glicol.
DESHIDRATACION del gas natural
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Definición
El pun to de ro cío o tem peratu ra de ro cío es la temperatura a la
que empieza a condensarse el vapor de agua contenido en el aire,
produciendo rocío, neblina o, en caso de que la temperatura sea lo
suficientemente baja.
El Pun to d e Rocío de Hidro carb uros (HCDP ): Es la temperatura a
la cual empieza a aparecer liquido condensado de hidrocarburos. No
hay condensación a temperaturas superiores al punto de rocío.
Cuando la temperatura cae por debajo del punto de rocío, cada vezse forma mas liquido condensado.
Lo s pun tos de rocío de hidro carburo s depend en de la
composición del gas natural y de la presión.
Punto de Rocío (Dew Point)
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ISO14532: HCDP como “la temperatura por encima de la cual no
ocurre ninguna condensación de hidrocarburo detectable a una
presión especificada”.
API 14.1: Temperatura en la cual los condensados de
hidrocarburos comienza primero a formar un deposito visible de
gotas en la superficie, cuando el gas se enfría a una presión
constante.
Punto de Rocío de Hidrocarburos.
El punto de rocío se define como las condiciones de presión y
temperatura donde el fluido se encuentra en estado gaseoso
con una cantidad infinitesimal de liquido en equilibrio.
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Temperatu ra Cricon den térm ica : Es la temperatura de rocío masalta encontrada en una curva de equilibrio liquido-vapor para un gasde composición especifica en un rango de presiones.
Curva de equilibrio Liquido-Vapor típica para GN
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Preven ir h id ratos y condensados :
Formaciones de cristales sólidos y líquidos que limitan los gasoductos
y dañan los compresores y válvulas
L im itar la co r ros ión de las líneas :
El agua en exceso lleva a fugas y fatigas del caño
Lograr requer im ien tos de supercalen tamien to :
Especificaciones de gas combustible para plantas termoeléctricas de
turbinas a gas.
Importancia de la medición del HCDP y WDP
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Medición de calidad de gas en puntos de transferencia de custodia
Defin ición de lo s p arámetros de calidad del HCDP y WDP en los
contratos de venta
Especi fic aciones típ icas para la transmisión de gas
Contratos de prov isión por medio de interconexión de gasoductos
(desregulación, introducción de practicas competitivas en la provisión
y minoreo de gas)
Alm acenamiento y comercial ización de gas (alm. Subterráneo
para la provisión futura de gas)
Generac ión eléctr ic a por turbina de gas
Aplicaciones de DewPoint HC
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Aplicaciones de DewPoint HC
Ejemplo s CONTRATOS GSAs entre Bol iv ia - Brasi l y
Bol iv ia - Argent ina
Parte de la cláusu la del co n trato YPFB - ENARSA
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En el gas natural se hace distinción de los puntos de rocío de agua
(WDP) y de los Hidrocarburos (HCDP)
El gas natural contiene hidrocarburos líquidos de amplio rango de peso
molecular, encontrándose en menor proporción los mas pesados.
El compuesto mas pesado es el primero en condensar y es el que defineel punto de rocío del gas.
El HCDP es un parámetro importante de calidad del gas, indica la
temperatura y la presión a la cual los hidrocarburos que conforman la
mezcla del gas natural empiezan a cambiar de fase gaseosa a liquida.
Los condensados representan perdidas de gas que causan errores en la
determinación de flujos volumétricos, poder calorífico y otros cálculos de
propiedades que se hacen en las mediciones de transferencia de
custodia.
Los líquidos causan problemas serios tanto en tubería como en equipos
de proceso que el gas alimenta (turbinas de motores a gas).
Aspectos Claves del HCDP
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Métodos para establecer la calidad de gas natural con respecto al
contenido de líquidos:
Definición del máxim o co ntenid o de compuestos C5+ o C6+:
GPM (Galones de liquido MPCS) Porcentaje molar
Especif icaciones d el HCDP
Estableciendo una máxima temperatura de HCDP a la
presión de operación
Determinación de la temperatura cricondentérmica
Especificaciones para el HCDP
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El punto de rocío se especifica como una temperatura máxima a
una presión seleccionada.
Un valor típ ico es 15 ° F a 800 ps ia.
Este valor de presión se
selecciona porque generalmente está cerca de la temperatura
cricondentérmica para el gas de venta.
La razón para el valor 15 ° F es para asegurar que no se formen
hidrocarburos líquidos en la tubería, cuando la línea se enfría a latemperatura de la tierra, o cuando hay enfriamiento debido a
expansión.
Especificaciones para el HCDP
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Para alcanzar la especificación de HCDP, es necesario tratar el gaspara remover prácticamente todos los hidrocarburos pesados de lamezcla.
Procesos disponibles:
- Ciclo corto de adsorción
- Refrigeración
- Absorción con aceite pobre- Turbo-expansión o expansión criogénica
Procesos de Reducción de HCDP
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La selección de uno de estos procesos para una aplicación
especifica depende de:
composición del gas,
caudal de flujo de gas,
presiones de entrada y salida del gas,
economía de la extracción del GLP,
eficiencias de recuperación de los productos, economía de la recuperación del etano.
Procesos de Reducción de HCDP
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Plantas de Gas en Bolivia
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Plantas de Gas en Bolivia
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