Clase 6
1
PROCESOS DEL GAS NATURAL
2
PROCESOS DE SEPARACIÓN
3
PROCESOS DE TRATAMIENTO
4
PROCESOS DE RECUPERACION
5
TECNOLOGÍAS COMERCIALES
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1
1- PROCESOS DE GAS NATURAL
La utilización del GN para el desarrollo de un País involucra no
solo el gas en sí, también comprende los “líquidos de ese gas
natural” tales como:
™Gas Licuado de Petróleo (GLP)
™Etano
™Hexano
™Gasolina natural, etc.
El uso del GN como insumo, se emplea para obtener el “Hierro
Esponja” en la Industria Siderúrgica y en el desarrollo de la
Petroquímica. En el siguiente esquema se muestra los múltiples
usos:
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2
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3
El GN tal como se extrae de los reservorios no tienen valor
comercial por lo que es necesario someterlo a procesos
especiales para obtener productos adecuados.
Dichos procesos pueden clasificarse en los siguientes procesos:
I.
Separación (Deshidratación y Separación de Líquidos)
II.
Tratamiento (Separación de S, N2, CO2, etc)
III.
Recuperación (Fracciones líquidas con valor comercial)
IV.
Fraccionamiento (Condensados LGN con valor comercial)
V.
Petroquímicos
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I.
PROCESOS DE SEPARACION DE AGUA
Procesos de Deshidratación
con Glicol
Deshidratación Por
Enfriamiento Directo
•Proceso Unitario
• Operación Unitaria
Separación de Agua por
Absorción y Adsorción
•Procesos Unitarios
Deshidratación Por
Compresión y
Enfriamiento
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• Proceso Unitario
5
II.
PROCESOS DE TRATAMIENTO
Procesos de Desulfuración
•Química y Física
Lavado de Gases Licuados
•Con Soda Caústica
Separación de Azufre
Separación de CO2
•Gas Acido y Dulce
•Absorción Física
•Procesos de Endulzamiento
• Absorción Química
Procesos con Aminas
•Proceso Girbotol
Uso de membranas y
Tamices Moleculares
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III.
PROCESOS DE RECUPERACION
Criogenia
Refrigeración Mecánica
Turbo Expansión
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PROCESOS DE GAS NATURAL
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PROCESOS DE GAS NATURAL
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1
La obtención del contacto líquido-vapor, a contra corriente, en
las torres de destilación o de absorción se puede efectuar o, en
continuo, en una torre de relleno, o, en discontinuo, sobre platos.
En la industria del refino, así como en petroquímica, los
caudales son tales que prácticamente todas las torres de
fraccionamiento se equipan con platos, de muy diversos tipos.
Los balances de materia y térmicos, unidos a las ecuaciones de
equilibrio, permiten fijar las temperaturas, presiones y caudales
en los diferentes niveles de la torre, así como el número de
etapas teóricas y cantidad de calor a suministrar para obtener el
fraccionamiento especificado.
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Son estos elementos de base, los utilizados por los ingenieros de
las oficinas de proyectos para estimar las dimensiones de la
torre en una primera fase, para, finalmente, ejecutar el diseño
detallado de construcción de la torre con todos sus accesorios
(tubuladuras, soportes, pasarelas, entradas de hombre etc.)
La hidrodinámica del plato fijará el diámetro de la torre, la
separación entre platos, la pérdida de carga entre la cabeza y el
fondo, y la elasticidad de funcionamiento, es decir, los caudales
de líquido y de vapor máximos y mínimos autorizados, que
corresponden al dominio de la estabilidad del plato.
A pesar de la complejidad aparente de las diversas formas de los
platos, todos los métodos de cálculo usan las mismas ecuaciones
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11
fundamentales de la hidrodinámica
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PLATOS O BANDEJAS DE
BURBUJEO
Extracciòn Líquido – Vapor
Transferencia de masa
Equilibrio másico - entálpico
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TIPOS DE PLATOS
1. Plato de Campanas (bubble cap-tray)
2. Plato perforado con vertedero (sieve tray)
3. Plato con Válvulas (valve tray)
4. Plato “Uniflux”
5. Plato con chorros direccionales (jet tray)
6. Plato sin vertedero
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TIPOS DE PLATOS
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2
Las torres de relleno se emplean en la industria, en competencia
con las de platos, para separar los constituyentes de una mezcla por
absorción o destilación (además de por extracción líquido-líquido).
Mientras que una torre de platos constituye un conjunto de etapas
de contacto distintas entre las que las dos fases circulan separadas,
una torre de relleno realiza un contacto Continuo en
contracorriente: Las dos fases se hallan en contacto a lo largo de
toda la torre para solamente separarse antes de abandonar el
aparato.
El intercambio de constituyentes entre las dos fases se hace mejor
cuando hay una gran superficie de contacto y una buena
turbulencia, esta es la razón por que se rellena la torre de elementos
sólidos, con formas y dimensiones juiciosamente elegidas.
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Con relación a las torres de platos, las torres de relleno presentan
un cierto número de ventajas e inconvenientes.
Las principales ventajas son las siguientes:
•Precio inferior por unidad de volumen,
volumen sobre todo en el caso
en que se trate de mezcla corrosiva
•Mayor área de contacto,
contacto lo que favorece la transferencia
másica
•Pequeña pérdida de carga,
carga lo que es particularmente
interesante cuando se destila al vacío elementos poco estables,
térmicamente;
•Retención poco importante.
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Frente a estas ventajas, los principales inconvenientes son los
siguientes:
•Escasa flexibilidad:
flexibilidad la eficacia de una torre de relleno
disminuye rápidamente cuando se aleja de las condiciones
óptimas de funcionamiento;
•Baja eficacia de las torres de gran diámetro a causa de la
dificultad de asegurar un flujo uniforme de los fluidos en el
relleno. Así, por encima de una cierta capacidad, la altura del
relleno necesario se hace tan grande que una torre de platos
resulta más económica. Sin embargo, se utilizan en el presente
torres de relleno que alcanzan hasta los 3 m de diámetro.
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TORRES DE RELLENO CON
ANILLOS U OTROS
Extracción Líquido – Gas
Transferencia de masa
Equilibrio másico - entálpico
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TIPOS DE RELLENOS
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3- PROCESOS DE SEPARACIÓN POR DESHIDRATACION
SEPARACIÓN DE LÍQUIDOS
EL GN al salir del pozo tiene entre sus componentes presencia de
“Agua y Pentanos+ ”que se encuentran en estado vapor y
representan un serio problema cuando se condensan al intentar
transportar el GN.
Dicha agua provoca la formación de “hidratos” bajo condiciones
de alta presión, baja temperatura turbulencia y presencia de
algunos hidrocarburos pesados, y los HC mas pesados (C5+), se
condensan a lo largo de los ductos.
Por esta razón es imprescindible la necesidad de deshidratar y
eliminar los HC líquidos antes de inyectarlos a los gaseoductos.
Dichos procesos de separación de líquidos constan de dos
operaciones bien definidas:
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DESHIDRATACION:
Consiste en la eliminación del agua sea en estado vapor o líquido. El
contenido de agua del GN se expresa en “unidades de masa por
unidad de volumen a condiciones normales (C.N.) de Presión y
Temperatura”, vale decir: Lb-m / MM scf = Libra-mas / Millón pies
cúbico estándar. El vapor de agua es el elemento contaminante mas
importante del GN.
El hecho de evitar la formación de “Hidratos” es evitar que estos
taponeen las tuberías, válvulas o racorería, lo cual hace que el
diámetro de la tubería no se reduzca y por ende no afecte la
capacidad de flujo de transporte. Por otro lado ayuda también a
evitar la corrosión interna de la tubería y equipos ya que el agua
contiene H2S y/o CO2.Preparador : Ricardo Bisso Fernández
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Hidratos de Gas
Son cristales sólidos de color blanco que se forman a ciertas
condiciones de presión y temperatura cuya composición química
contiene: Agua, C1, C2 y C3. Se ha comprobado que los vapores de
agua e HC se combinan para formar el hidrato a altas presiones y
bajas temperaturas, pudiéndose formar aún a temperaturas superiores
a la de congelamiento del agua.
Como la presencia del agua en estado líquido da lugar a la
formación del Hidrato, dicha agua debe ser disminuido a valores que
no alcancen el “Punto de Rocío”, especialmente en gases que puedan
solubilizarce en él como H2S y/o CO . La temperatura de formación
del Hidrato será mayor a medida que aumente la densidad del gas.
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Una vez formado el Hidrato debe disminuirse la presión sobre la
mezcla para producir su disolución, con el costo de pérdida de gas
que se ventea a la atmósfera (económico y ecológico).
A una presión dada, para que se forme un Hidrato se tiene que dar:
Ø Temperatura de formación del Hidrato
Ø Presencia de agua líquida
Ø Medios de agitación de agua y gas
Para prevenir la formación de un Hidrato se extraye el vapor de agua
del Gas Natural:
Ø Calentando la corriente fría proveniente del pozo o
reservorio
Ø Inyección de depresores de Punto De Congelamiento:
Bisso
Fernández Glicol (DEG).
Metanol, EtilénPreparador
Glicol: Ricardo
(EG),
Dietilén
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PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN
Los mas utilizados son:
1- Absorción
2- Adsorción
3- Enfriamiento Directo
3- Compresión y Enfriamiento
Los mejores procesos son los de Absorción y Adsorción,
complementándose generalmente con los otros dos procesos.
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1- PROCESO DE ABSORCION:
DESHIDRATACIÓN CON “GLICOL”
Es un proceso de Absorción que consiste en “absorber el vapor de
agua” en contracorriente con una solución de Glicol de alta
concentración, sea en columnas de platos o de empaques.
El Glicol rico en vapor de agua es enviado a una columna
fraccionadora donde su concentración aumenta a condiciones
atmosféricas hasta 400°F.
EL Glicol regenerado pasa luego a un agotador en contracorriente
con un fluido de agotamiento ó stripping, donde el Glicol alcanza
niveles de 99.98 %w, donde este Glicol altamente concentrado fluye
a través de un intercambiador hasta una bomba de recirculación.
Los gases son deshidratados hasta Puntos de Rocío bajos del orden
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de –100 °F.
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VARIABLES DE OPERACIÓN:
OPERACIÓN
Temperatura: En el tope se fija a la temperatura de ebullición del
agua a la presión de la columna y se controla con reflujo circulante
de tope. En los fondos de la fraccionadora, la temperatura debe
mantenerse a la temperatura de ebullición de la solución
concentrada.
Presión: Las presiones de absorción se usa desde niveles
atmosféricos hasta de 3,000 psi o mayores.
Concentración del Glicol:
La capacidad Higroscópica del Glicol está en función de la
concentración de la solución Agua-Glicol.
Glicol Se requiere alta
concentración de Glicol para obtener la máxima reducción del punto
de rocío.
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Gas Seco
Gas
Húmedo
Gas de Stripping y Vapor de Agua
F
R
A
C
C
I
O
N
A
D
O
R
A
A
B
S
O
R
B
E
D
O
R
A
G
O
T
A
D
O
R
Glicol Rico
en vapor
de agua
Gas de
Stripping
Tk de Solución
Concentradara
Deshidratación con
Glicol
Glicol Pobre en vapor de agua
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LINEAMIENTOS DE DISEÑO
Deshidratador con glicol
9Bajo condiciones normales de operación, el GN está saturado con
agua. EL agua como vapor no es problema pero cuando se combina
con las moléculas de gas forma hidratos sólidos tales como:
CH4.7H2O, C2H6.8H2O y C3H8.18H2O,
C3H8.18H2O los que luego originan
el problema. Bajo 200 psia los hidratos se forman a 32°F, a altas
presiones la temperatura se incrementa. Estos hidratos se depositan
y se pegan sobre superficies sólidas.
9El agua también incrementa la corrosividad de GN, especialmente
cuando cuándo gases ácidos están presentes (H2S y CO2).
9Durante el enfriamiento, el agua condensa en la tubería y puede
acelerar la corrosión y erosión e incrementar las caídas de presión.
Estas condiciones deben prevenirse secando el GN.
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Varios métodos pueden usarse para secar el GN:
GN
1- Líquidos desecantes (glicol)
2- Sólidos desecantes (alúmina, sílica gel, mallas moleculares)
3- Cloruro de calcio
Los glicol-etilenos tienen la fórmula general:
GLICOLES:
HO (C2H4O)N H
Los valores de N=1, 2, 3 y 4 corresponden a los Etilén Glicol (EG),
Dietilén Glicol (DEG), Trietilén Glicol (TEG) y Tetraetilén Glicoles
respectivamente. El TEG es aceptado como el mas económico.
La mayor limitación de los deshidratadores con TEG es el mínimo
punto de rocío del gas..
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Valores bajo los –25° F son difíciles de obtener ( no apto para
procesos criogénicos en los cuales se usan sólidos desecantes). Por
otro lado, el TEG es corrosivo si se contamina u oxida con aire.
PROCESOS CON “TEG”:
La deshidratación involucra:
involucra absorción del agua desde el GN por
glicol a alta presión y baja temperatura y reconcentración de glicol
a baja presión y alta temperatura.
Entrada Al Separador:
El separador de entrada estará cerca del absorbedor. El glicol seco
provee eficiencia, una operación libre de problemas, mientras que
la suciedad o contaminantes causan los mayores problemas.
Absorbedor:
Consiste en tres secciones: un limpiador en el fondo, una sección
de secado central con platos o empacada y un demister en el tope.
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Tanque Flash:
Separa los gases de HC disueltos desde el glicol.
Filtros:
La filtración incluye la remoción de partículas sólidas y purezas
disueltas.
Intercambiador de Calor Glicol-Glicol:
Transfiere calor desde el glicol reconcentrado al glicol húmedo y frío
y reducen el duty del reboiler.
Columna de Reconcentración:
La reconcentración del glicol ocurre en esta columna y el reboiler.
Reboiler:
Suministra calor por combustión (tipo horno), al proceso de
reconcentrado del glicol.
Tanque de Makeup:
Mantiene un completo contención de drenaje de glicol desde los
platos del absorbedor y provee capacidad durante el arranque de
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planta.
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Bombas:
Bombas reciprocantes son usadas. Ajustando la velocidad de la
bomba se controla el flujo.
Intercambiador de Calor Gas-Glicol:
Glicol
EL glicol débil será enfriado 10° F que el gas efluente del
absorbedor.
Instrumentación:
Existe una larga lista para monitorear un deshidratador de glicol.
Depresión del Punto de Rocío:
La capacidad de secado del TEG está limitado por el equilibrio
líquido-vapor (VLE) entre el contenido de agua de agua del gas y el
glicol como se observa en la Fig.8-6 .
Condiciones de Operación.
Son preferidos altas presiones y bajas temperaturas porque ello
reduce el contenido de agua, tamaño de equipos y costos de
fabricación..
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Gas Seco
Gas
Húmedo
Gas de Stripping y Vapor de Agua
A
B
S
O
R
B
E
D
O
R
F
R
A
C
C
I
O
N
A
D
O
R
A
A
G
O
T
A
D
O
R
Gas de
Stripping
Glicol Rico
en vapor
de agua
Tk de Solución
Concentradara
Deshidratación con
Glicol
Glicol Pobre en vapor de agua
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DESHIDRATACION CON “TEG”
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DIAMETRO ABSORBEDOR DE “TEG
TEMPERATURA REBOILER vs CONCENTRACION
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PUNTO DE ROCIO “TEG” - AGUA
STRIPPING – CONCENTRACION DE “TEG”
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DEPRESION PTO. DE ROCIO A 80°F y 600 psia
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2- PROCESOS DE ADSORCIÓN
9Las operaciones de adsorción de ciertos sólidos tienen la capacidad
de extraer determinadas sustancias preferenciales de una solución,
concentrándolas sobre su superficie.
9La adsorción se utiliza para deshumidificacar el aire y los gases,
eliminar olores e impurezas de gases, para fraccionar mezclas de
gases de hidrocarburos (etano, propano, metano, etc).
9 Existen dos tipos de adsorción: la física y la química.
La adsorción física : es un fenómeno fácilmente reversible llamada
adsorción de Van der Waals, es el resultado de las fuerzas
intermoleculares de atracción entre las moléculas de un sólido y de la
sustancia adsorbida. Este tipo de adsorción no está confinada a los
gases sino también a los líquidos. Industrialmente se usa este tipo
porque se basan en su reversibilidad para recuperación del adsorbente
y volver a utilizarlo.
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9La adsorción química: o adsorción activada es el resultado de la
interacción química entre el sólido y la sustancia adsorbida. Es grande
el calor liberado. El proceso es irreversible debido a que la sustancia
original sufre un cambio químico.
9Adsorbentes Sólidos: Los principales adsorbentes de uso general
en la industria del procesamiento del gas natural son: Sílica gel,
Tamices Moleculares y Membranas.
A)- USO DE MEMBRANAS Y TAMICES MOLECULARES
TAMICES MOLECULARES
Son los cristales sintéticos de zeolita, aluminio silicatos metálicos,
porosos. Las “jaulas” de las celdas cristalinas pueden atrapar la
materia adsorbida, siendo el diámetro de los caminos de pasaje,
controlado por la composición del cristal, el que regula el tamaño de
las moléculas que pueden penetrar o quedar excluidas.
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9 Pueden así separar de acuerdo al tamaño molecular , pero también
por acuerdo a la polaridad de las moléculas y el grado de no
saturación. Son estables hasta 700° C y se regeneran por
calentamiento entre 200 y 400°C. Son extremadamente ávidos de
agua. Se utilizan en torres para procesos de secado de gases.
EL SECADO DE GAS NATURAL "AGRIO"
9 Gases naturales que contienen H2S son "agrios" considerando que
ausencia del H2S en los gases naturales libres son "dulces".
9 La habilidad de quitar la humedad y el azufre en un
funcionamiento de un solo paso, hace que se usen mallas o
cedazos moleculares para secar los gases naturales agrios muy
singularmente.
9 La tecnología del cedazo molecular comercialmente demostrada
produce vapores de gas de producto que contienen menos de 0.1
ppmv de agua
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- Ing.CIP.Petroquímico -
El gas agrio.
•El secado de gas natural es un problema creciente para el mundo
industrial. El gas dulce no es ningún problema. Pero muchos
pozos en las áreas como el producto de Arabia Saudita un gas está
contaminado por:
•Hidrocarburos Pesados (el propano y butano)
•C02
•H2S
•Mercaptanos
•Con el valor creciente de gas natural, la HPI (Industria del
Procesamiento de Hidrocarburos) necesitó cedazos moleculares
antiácidos que podrían mantener las capacidades de la
deshidratación encima de los periodo largos expuestos a estos
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contaminantes.
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Las propiedades del cedazo moleculares:
•Los cedazos moleculares son los silicatos de alumino de metal
alcalino cristalino con una red de interconexión tridimensional de
sílice y alúmina tetraedra.
•La estructura resultante es un arreglo tipo panal de abeja de
cavidades interconectadas por poros uniformes que van de
aproximadamente 3 a 10 Ámstrong en diámetro que depende del tipo
del cedazo molecular.
•Los poros son formados por marchas manejadoras de agua de
cristalización que está presente en el material hidratado sintetizado.
Para ser adsorbido, las impurezas deben difundir a través de éstos las
aperturas del poro al área de la superficie interior de la cavidad.
•Los cedazos moleculares se seleccionan para gases agrios,
temperatura de gas de entrada alta y bajas salidas de punto de rocío.
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Tabla 1
Propiedad
Unidad
Sílica-Gel
Alúmina
Malla
Area superficial
m2/g
750 – 830
210
650 – 800
Volumen poro
M3G
0.40 – 0.045
0.21
0.27
Diámetro poro
Amstrong
21 – 23
26
*
Densidad granel
Kg/m3
721
801–881
689-721
Sr-Gr Aparente
-
1.2
1.6
1.1
Calor Específico
KJ/Kg °C
0.92
0.24
0.20
Forma partícula
-
Granular
Granular
Pellets
Circulos
* Contienen cavidades 11.4 Amstrong en diámetro con
aberturas circulares de 4.2 Amstrong de diámetro
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43
El PROCESO SECANTE
Secar es un proceso de lote. Dos (o más) recipientes operan con parte de los
deshidratadores que remueven el agua en línea mientras los otros son
regenerados para usarlos después del interruptor de las camas.
Cuando el gas entra a una cama de desecante seco, todos los componentes
adsorbibles están adsorbidos en proporciones diferentes
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Secador de Gas
Con Tamiz Molecular
•Los adsorbentes internos
consiste en distribuidores
internos y externos y un
soporte para la cama. Simples
bafles tipo plato son instalados
para distribuidores de netrada
y salida.
•Debido a que las camas del
adsorbedor opera a elevadas
temperaturas
ellos
están
extremadamente aisladas.
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•Durante la operación normal,
dos de las tres camas están en
servicio de secado mientras que
la
tercera
cama
está
regenerándose (la regeneración
da lugar cuando la cama se
satura con agua).
•Durante la regeneración la
cama saturada de agua es
calentada a temperaturas de
200°C por un período de 8
horas. Después del período de
regeneración, la cama es
enfriada bajo los 25°C.
Performance del Secador:
La cantidad de agua puede
mantenerse y el grado de secado
de el producto está gobernado por
varias condiciones operativas:
a)Temperatura
b)Presión
c)Agua contenido en el gas
d)Agua contenido en el desecante
e)Velocidad del gas
f)Composición del gas
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46
Formación de COS en Deshidratadores Comerciales:
El sulfuro de carbonilo (COS) puede ocurrir naturalmente en gas
natural conteniendo concentraciones de gas ácido (H2S + CO2).
El COS es formado de procesos de conversión catalíticas y
térmicas en la industria del Petróleo y Gas Natural. Existe
limitada información de estudios sobre fase-gas, sólidocatalizador, reacción reversible:
H2S + CO2
COS + H2O
Las elevadas temperaturas favorecen ambas reacciones en la
formación del COS. La mayoría de desecantes, incrementa la
formación de COS por remoción de agua y por catálisis
hetereogénea. El COS es una fuente de corrosión (en las figuras
del anexo s/n ) se muestran algunas efectos de condiciones de
formación del COS:
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Composición de Carga
Condiciones de
Operación
Malla
Concentración de H2S
Temperatura
Tipo Cristal
Concentración de CO2
Presión
Composición
Concentración de H2O
Razón Flujo
Ciego
Niveles de HC
Tamaño del Recipiente
Manufacturada
Otros Contaminantes
Servicio de Exposición
Materia Prima
•Las propiedades físicas del COS es tal que esencialmente todo el
COS recuperado desde el gas agrio está concentrada en la
corriente de propano. En presencia de trazas de agua, el COS
puede hidrolizar y formar H2S por reserva de la ecuación anterior.
•EL COS puede envenenar el catalizador de síntesis estando la
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48
carga con hidrógeno derivado
del
GN
- Ing.CIP.Petroquímico FIN
MEMBRANAS EFECTIVAS
‰Basado en bajos costos operativos, costos comparables de capital ,
las membranas han demostrado una alternativa flexible de costoefectivo respecto al tratamiento de aminas para algunas aplicaciones
de gas de procesamiento.
‰Después de comprar e instalar una membrana de remoción de CO2
de la planta, la flexibilidad del sistema de membranas ha sido
continuamente demostrado como carga de gas de procesamiento.
‰Las membranas han procesado consistentemente gas natural para
reunir o exceder todos las especificaciones de productos incluyendo
contenido de CO2.
‰La remoción de agua menor que 1 lb/millón de pies3, es
significativamente mejor que la mayoría de los deshidratadores
asociados con plantas de amina.
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49
Aplicación en procesos:
‰La especificación de la planta estaba basada sobre 30 Millones
pies3/día de gas conteniendo 11% CO2 para entregar un producto
de gas conteniendo menos de 2% de CO2 y 4 lb H2O/Millón
pies3. En la tabla siguiente se puede observar el diseño base de gas
tratado:
Condiciones de la carga de Gas
Presión
Temperatura
Composición Molar
CO2
Metano
Etano
Nitrógeno
Vapor de Agua
Flujo de gas
Volumen de Retorno
Requerimientos de Venta
Contenido de CO2
Contenido de Vapor de Agua
Unidades
Psig
°F
Valores
925
95
%V
%V
%V
%V
Lb/ Millón pies3
Millón pies3/ día
Millón pies3/ día
11.0
86.4
2.0
0.6
<4
30
5
%V
Lb/ Millón pies3
<2
<4
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50
DISEÑO Y PRINCIPIO DE SISTEMAS DE MEMBRANAS:
MEMBRANAS
‰Las membranas de separación de gas trabajan cobre el principio
que algunos gases pasan mas rápidamente a través y son mas
solubles en membranas polyméricas que otros gases.
‰Vapor de agua y CO2 son altamente permeables y pueden ser
separadas desde moléculas mas grandes y voluminosas en el GN.
‰ Las fuerzas conductoras para la separación de la membrana es
un diferencial en la presión parcial entre los lados de la membrana
de alta y baja presión..
‰La separación con membranas es una función de presión de gas
de carga, temperatura y composición así como la presión de
penetración.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
51
‰Un sistema
de dos etapas
provee a la
operación con
muchas
alternativas
para optimizar
la facilidad
con respecto a
las
condiciones
cambiantes
del proceso.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
52
3- PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN
POR ENFRIAMIENTO DIRECTO
‰El efecto Joule-Thompson es la base de funcionamiento de los
procesos de separación a bajas temperatura,
temperatura aprovechando la
elevada presión del gas a la salida del pozo, para provocar la
expansión del gas, previamente separado de los líquidos, de manera
de disminuir su temperatura hasta un valor inferior a la de
formación de hidratos lográndose su formación controlada, su
separación y que el gas disminuya su contenido en agua hasta los
valores deseados.
‰El efecto secundario pero importante que se produce en este
proceso es la condensación adicional de HC líquidos por acción de
la baja temperatura. Generalmente se utilizan los siguientes
equipos:
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
53
- Ing.CIP.Petroquímico -
Equipos
Descripción
Separador Primario
Es un separador esférico diseñado para presiones de
trabajo hasta 5000 psi.
Separador de baja
temperatura (SBT)
Separador con sección superior esférica donde entra
el gas frío después de la expansión y una sección
inferior cilíndrica vertical que posee en su interior un
sistema de descarga variable para la separación de
condensado y agua. Diseñado para una presión de
operación de 1,440 psi y posee en su interior un
serpentín de circulación de vapor.
Separador esférico diseñado para presiones de
operación hasta 1,440 psi de tres fases y en cuyo
interior también posee un serpentín a vapor.
Clasificador
Intercambiador
calor Gas-Gas
de
Realiza intercambio de calor entre el gas frío de
salida del separador de baja temperatura y el gas
proveniente
delBisso
separador
Preparador
: Ricardo
Fernández primario.
54
- Ing.CIP.Petroquímico -
Separación por Enfriamiento Directo
Gas
Húmedo
GAS SECO
1,440 psi
5,000 psi
Separador de
Baja Temperatura
SEPARADOR
Clasificador
Vapor
Vapor
GAS
DE POZO
Agua
HC Líquido + Agua
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
55
DESCRIPCIÓN DE PROCESO:
PROCESO
¾El fluido del pozo entra al separador primario a alta presión donde
se produce la separación de dos fases saliendo por la parte inferior el
líquido y por la parte superior el gas húmedo.
¾Este gas, previo intercambio calórico sufre una expansión
adiabática a través de la válvula reguladora de presión , bajando su
temperatura a niveles inferiores al de la formación de hidratos. De
esta forma se logra que los hidratos precipiten al fondo del separador
donde el agua contenida en la molécula del hidrato es separada.
¾Una vez obtenido el gas seco, este pasa por un sistema de
medición de caudal, regulándose su salida hacia el gasoducto
controlando la presión del separador de baja temperatura mediante
una válvula, que debe estar acondicionada ala presión del gasoducto.
(La temperatura del gas no debe ser menor nunca a la de formación
de hidratos antes de su expansión).
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
56
Variable del Proceso
Descripción
Temperatura del separador
de baja
Se usa serpentín de vapor de agua para fusionar
los hidratos (o el flujo del mismo pozo)
Temperatura del
cambiador de calor
Proveer una temperatura la mas cercana a la de
formación del hidrato, al gas que fluye al SBT
Inter.-
Ventajas
•Mayor recuperación de líquidos que separadores convencionales por etapas
•Deshidrata gases hasta especificaciones requeridas si se dispone de suficiente
caída de presión
•Operación automática simple y Requiere mínimo personal
Desventajas
•Util para deshidratar GN en operaciones con caídas de presión > a 1,200 psig
•A menor caída de presión requiere el uso de mas equipos adicionales
•Requiere control estrecho para prevenir formación de hidratos antes del SBT
•Menor recuperación de líquidos que los procesos que usan Glicol
•La presión de operación en el Separador generalmente es mayor que la de
recuperación óptima en la región
retrógrada.
Preparador
: Ricardo Bisso Fernández
57
- Ing.CIP.Petroquímico -
4- PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN
POR COMPRESIÓN Y ENFRIAMIENTO
9Este proceso realiza tanto la separación se agua (deshidratación) y la
separación de condensados C5+, provocando la condensación de vapor de
agua e HC pesados mediante aplicación de sistemas de “compresión y
enfriamiento”.
enfriamiento A elevadas presiones se favorece la condensación de agua.
9Esta operación requiere de un agente que inhiba la formación de
hidratos al reducirse considerablemente la temperatura del gas. El agente
mas apto es el Etileno Glicol: soluciones concentradas de 70% son muy
higroscópicas y bajo punto de congelamiento .
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
58
Separación por Compresión y Enfriamiento
A GASODUCTO
C3
ENFRIADOR
DE AIRE
COMPRESOR
Gas
Húmedo
- 40°C
SEPARADOR
ALTA
PRESION
C3
C4
C5+
Glicol
RECUPERADO
R DE GLICOL
Agua + HC Líquidos
SEPARADOR
BAJA
PRESION
Agua + HC Líquidos
SEPARADOR
ALTA
PRESION
Preparador : Ricardo
Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
59
DESCRIPCIÓN DE PROCESO:
•El gas entra al separador de líquidos de baja presión para luego ingresar
a un sistema de compresión y posteriormente ser enfriado con aire a
temperatura ligeramente superior a la atmosférica.
•Este flujo enfriado, pasa a un separador de alta presión donde se retienen
los condensados . El gas saliente por el tope de este separador es
mezclado con una solución de Glicol donde es enviado hacia un
intercambiador de calor gas-gas y luego pasar a un sistema chiller.
•En el chiller el gas se usa propano para enfriar el gas a temperaturas
debajo del punto de rocío. Luego, en un separador de alta presión se
separan las fases resultantes.
Control de la Operación:
Operación
Mantener bajo contenido de etano (aprox. 3%) en el propano
(afecta as condiciones mecánicas de los equipos y causan menor
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
60
eficiencia del compresor).
- Ing.CIP.Petroquímico -
PROCESOS DE FRACCIONAMIENTO
¾Este proceso es una operación unitaria que consiste en realizar una
separación física de los condensados contenidos en el GN, basado en
diferencias de puntos de ebullición de los HC contenidos en él.
¾Dichas temperaturas de ebullición son determinados mediante la prueba
de destilación en laboratorio en una aparato destilador llamado
“Temperaturas Verdaderas de Ebullición (TBP)”,
¾Esto significa que mediante evaluaciones de muestras de planta de los
destilados por medio de la destilación ASTM, se realizan los ajustes de
calidad de los chorros de producción de la planta.
¾La alimentación es enviada desde los tanques de almacenamiento
a un recipiente regulador (R1), de donde se bombeará hacia una
torre separadora de butanos (C1) (debutanizadora) precalentándose
esta corriente con los productos calientes de kerosene y fondos que
provienen de C1.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
61
ƒPor el tope se obtiene una mezcla de gases propano y butano que se
condensan en un intercambiador de aire E1, mientras que los fondos
de la columna C1 pasa por un reboiler. Dichos fondos del C1
contienen pentanos y fracciones mas pesadas que precalientan la
carga al C1 y luego enfrían las corrientes de nafta y kerosene
provenientes de la fraccionadora F1.
ƒLa corriente de butano y propano condensado en el acumulador A1
se bombea a la depropanizadora C2, aprovechando el calor del
butano proveniente de esta torre. El gas de tope del C2 es “Propano
Comercial” que se condensa en un enfriador con aire para luego
pasar a un acumulador y luego ser enviado a almacenamiento a 35°C
máximo.
ƒLos fondos de C2 se calientan en un reboiler para recuperar propano
y el remanente butano es enfriado y enviado a almacenamiento como
“Butano Comercial” . Esta corriente de butano controla el nivel del
C2.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
62
- Ing.CIP.Petroquímico -
ƒLa fraccionadora F1 separa los componentes de la fracción pentano
e HC pesados provenientes del fondo de C1. Por el tope del F1 sale
gasolina que se condensa y atrapa en un acumulador para luego ser
enviados a su tanque de almacenamiento.
ƒLos cortes laterales de la torre F1 son nafta pesada y kerosene, que
son enviados a un despojador para luego ser enviados a sus tanques
de almacenamiento.
ƒLa temperatura del fondo de F1 se regula por medio de un horno
que precalienta parte del diesel producido por el fondo que retorna a
dicha torre F1, donde el remanente de diesel es enviado a su tanque
de almacenamiento.
Variables de Operación:
Operación
Operar la torre F1 de fraccionamiento considera controlar las
siguientes variables: presión, temperatura y flujos, que están
relacionados en el equilibrio másico-entálpico de manera que la
modificación de una dePreparador
ellas afecta
a lasFernández
otras dos.
: Ricardo Bisso
63
- Ing.CIP.Petroquímico -
Presión:
resión
ƒLos gases en el interior de la torre determinan la presión de la torre, el
cual es controlado con la emanación de gases que sale del separador de
gases del tope. Esta variable debe mantenerse constante para evitar que el
perfil térmico de la torre se mueva. El F1 cuenta adicionalmente una
válvula de seguridad para casos de presionamiento brusco del sistema.
ƒTemperatura:
El perfil térmico en la torres F1 se incrementa desde el fondo (zona de
alimentación) hasta el tope, donde en los platos de extracción lateral de HC
del fraccionador, la línea de alimentación y cortes de refluos circulantes,
poseen temocuplas para medir las temperaturas de corte, de vaporización y
enfriamiento respectivamente.
•Sistema de Tope:
Tope
Si la temperatura es alta, el rango de destilado será mayor y se
obtendrá mas volumen destilado (rendimiento). Dicha temperatura se
controla con el flujo de reflujo circulante de tope: aumento de reflujo
de tope enfría el tope y viceversa.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
64
ƒSi la presión es baja, favorecerá mayor salida de gases y de rendimientos.
Sistema de fondo:
fondo
ƒEl fondo contempla su temperatura otorgado por la severidad de operación
del horno, a mayor temperatura mayor porcentaje de vaporización y menor
contenido de fondos líquidos y viceversa.
ƒUna alta temperatura vaporizará mayor volumen de gases los cuales
presionarán la torre y el punto de ebullición de un producto disminuye
afectando a la calidad del producto.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
65
ACUMULADOR
DEBUTANIZADORA
DEPROPANIZADORA
C3
C4
FRACCIONADORA
Gasolina
Nafta
Kero
Diesel
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
66
3 - PROCESOS DE TRATAMIENTO
‰Este tipo de procesos consiste en separar elementos como azufre
y CO2 principalmente.
PRESENCIA DE AZUFRE DEL GN
‰El azufre está presente en el GN conformando compuestos
sulfurados orgánicos e inorgánicos que tienen propiedades
negativas como efectos corrosivos y toxicidad. Los principales
compuestos sulfurados son:
¾Sulfuro de Hidrógeno
H2S
¾Sulfuro de Carbonilo
COS
¾Mercaptanos
R-S-H
¾Sulfuros
R-S-R
¾Disulfuros
R-S-S-R
¾Tiofenos
Preparador : Ricardo Bisso
Fernández
C4H4-S
- Ing.CIP.Petroquímico -
67
GAS ACIDO:
ACIDO El GN que contiene H2S es llamado así.
9Algunos GN pueden contener hasta 30% mol de H2S. Puede ser
detectado por el olfato a niveles de 0.13 ppm por volumen, sin
embargo a niveles mas allá de 200 ppm el olfato se fatiga y no
puede ser detectado por el olor. A niveles de 500 ppm origina
problemas de respiración y puede causar la muerte en pocos
minutos y a niveles de 700 a 1,000 ppm la muerte ocurre de
inmediato y sin aviso.
9Generalmente concentraciones de 100 ppm en una corriente de
procesos es motivo para tomar precauciones durante la operación.
Lo ideal es que los contratos de venta de GN contemplen niveles
bajos del orden de 4 ppm.
9Tanto el H2S como el CO2 están generalmente presentes en el
GN y disminuyen su poder calorífico y causan corrosión de
tuberías y equipos. Preparador : Ricardo Bisso Fernández
68
- Ing.CIP.Petroquímico -
GAS DULCE: El GN que Nó contiene H2S es llamado así.
‰El proceso para eliminar el H2S se llama “Endulzamiento”. Las
características de este proceso es: Remoción máxima de H2S,
Operación de grandes volúmenes de Gas y Operación a elevada
Presión. Un proceso puede considerarse “regenerativo” cuando el
agente que remueve los gases ácidos se recuperan.
‰Existen procesos por tratamientos químicos y físicos que rebaja el
contenido de azufre o la corrosividad
PROCESOS DE DESULFURACIÓN QUÍMICA:
QUÍMICA
‰Este proceso rebaja el contenido de azufre o la corrosividad sin
reducir el contenido de azufre:
¾Lavado de Gases con disoluciones de Aminas (Proceso Girbotol).
¾Lavado de Gases Licuados con Soda Caústica.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
69
¾Endulzamiento de Gasolinas
y Kerosene
- Ing.CIP.Petroquímico
- (Ejemplo: Proceso Merox).
LAVADO DE GASES CON DISOLUCIONES DE AMINAS
PROCESO “GIRBOTOL”:
‰Es un proceso de Absorción que consiste en absorber el
“contaminante” H2S y CO2 para removerlo del GN y gases de
Refinería. Los gases ácidos reaccionan con ciertas soluciones de
Aminas acuosas y forman compuestos que pueden destruirse por
calentamiento.
‰La solución de Amina acuosa tiene una alta capacidad de
Absorción de gases ácidos durante las reacciones químicas mientras
se ejerza una muy baja presión de vapor de equilibrio sobre los gases:
(R= radical orgánico):
R-NH2 + H2S
Æ
R-NH3.HS
R-NH2 + CO2 + H2O
Æ
R-NH3.HCO3
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
70
‰La Absorción del H2S ocurre a = <100°F y 120°F para el CO2.
‰Se utilizan soluciones de 15-20% en concentración de MEA en
agua ó 20-30% de DEA, permiten reducir el contenido de sulfuros de
la corriente bajo 0.25 granos/100 pies3. (aprox. 4 ppm de H2)
‰La DEA produce una mayor deshidratación que la MEA, y una
mayor deshidratación puede conseguirse con concentraciones de
DEA entre 20-35%. La TEA y MDEA son selectivas en la absorción
del H2S en vez del CO2.
Los equipos de estas plantas son muy simples:
§ Un Absorbedor (20 platos)
§ Un Rectificador o Regenerador (20 platos)
§ Intercambiadores de calor y Enfriador para la solución de Amina
§ Un Reboiler del Rectificador
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
71
‰Si al solución Amina se le agrega un Glicol, y se opera a baja
temperatura, además de desulfurizar, se deshidrata el GN.
‰La formación de espuma puede ocurrir por materiales extraños
como los condensados, productos degradados, sólidos como el carbón
o sulfuro de hierro, inhibidor de corrosión en exceso, grasa de
válvulas, etc.
‰Los sólidos pueden ser separados por filtros. Los HC líquidos
pueden ser separados en usualmente en un tanque flash ubicado en la
corriente de amina rica entre el absorbedor y el regenerador.
‰ Los productos degradados y las sales producidas por la reacción
con el CO2 son separados en un recuperador.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
72
Gas Tratado
Proceso Girbotol
Gas Acido
Gas
Impuro
A
B
S
O
R
B
E
D
O
R
R
E
A
C
T
I
V
A
D
O
R
Solución Rica
Vapor
Solución Pobre
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
73
‰El gas a tratar ingresa a un absorbedor donde el sulfuro de
hidrógeno es removido del gas por una solución acuosa de
Etaloamina:
taloamina mono (MEA), di (DEA) o tri (TEA), la cual es enviada a
un regenerador donde mediante calor el H2S es separado de la
solución rica y sale por el tope de la columna como un gas
concentrado y se envía a quemar.
‰La solución pobre, libre de gases ácidos pasa por el fondo del
regenerador previo pase por un intercambiador de calor, al
absorbedor.
‰El esquema es típico para operación del GN a alta presión, El
absorbedor y el quemador pueden ser torres empaquetadas o de platos
de diseño convencional.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
74
Condiciones de operación:
‰La elección de la amina y la concentración de la solución depende
de la composición del gas a ser tratado, el % de H2S y CO2 en el gas
y la pureza final deseada.
‰Problemas en Unidades de Aminas:
1.Fallas en Especificaciones:
™Cambio en al Temperatura del gas de carga
™Amina pobre inadecuada
™Poco contacto en el absorbedor
™Bajo flujo de amina al absorbedor
™Disminución dela presión
™Excesivo flujo de gas
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
™Daño mecánico
- Ing.CIP.Petroquímico -
75
2.Formación de Espumas:
4.Corrosión:
•Inhibidores de corrosión
ƒAlta carga de ácidos
•Aceites y sólidos suspendidos
ƒAmina pobre, ácida
•Agua de reposición
ƒPobre calidad de agua de
•HC mas ácidos orgánicos dan
jabones de aminas.
reposición
ƒAlta solubilidad al calor
ƒInadecuada metalurgia
3.Pérdidas de Aminas:
ƒIncorrecta elección de amina
oArrastre
oSolubilidad
oVaporización
oDegradación
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
76
LAVADO DE GASES LICUADOS CON SODA CAUSTICA
‰Este proceso se usa para eliminar los compuestos azufrados que
están presentes en los productos ligeros y blancos, como:H2S,
mercaptanos ligeros, CO2, tiofenoles, alquilofenoles,etc
‰La mayoría de productos livianos del petróleo requieren primero un
lavado caústico y es a veces el único tratamiento. A las gasolinas de
destilación y de craqueo normalmente se les lava con soda
inmediatamente al salir dela unidad de destilación o de conversión
respectivamente. La remoción de H2S o mercaptanos es el mas
frecuente.
‰La importancia de lavado caústico radica en que baja el contenido
de mercaptanos, reduce la concentración de azufre total, mejora la
susceptibilidad de octanaje
reduce
el tamaño de la unidad
Preparadory: Ricardo
Bisso Fernández
77 de
- Ing.CIP.Petroquímico endulzamiento.
‰Este tipo de sistema de lavados se pueden dividir en dos categorías:
1) No Regenerativo para la eliminación del H2S
2) Regenerativos para la remoción de mercaptanos
1) No Regenerativo para la eliminación del H2S:
‰La eliminación de azufre se basa en las siguientes reacciones:
H2S + 2 Na.OH
Æ
Na2S + 2 H2O
Na2S + H2S
Æ
2 Na.SH
‰Estas reacciones se pueden considerar irreversibles bajo
condiciones normales de operación y es imposible recuperar la soda
gastada. Para altas concentraciones de H2S el lavado con caústica es
de alto costo; en estos casos es posible reducir el contenido de H2S de
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
78
gases con procesos como el- Girbotol.
Ing.CIP.Petroquímico -
‰Si la solución y el producto a tratar tienen el suficiente tiempo de
contacto, la concentración de H2S puede reducirse hasta 0.0001 %W
que corresponde aproximadamente a una conversión de Na2S a NaSH
del 85%.
‰Los mercaptanos. también se combinan con la soda caústica
según,la siguiente reacción:
RSH + NaOH <==> RSNa + H20
‰Durante , el lavado caústico también se realiza la neutralización de
ácidos inorgánicos y ácidos orgánicas de bajo punto de ebullición y la
remoción incompleta de fenoles en gasolinas los que favorecen la
formación de gomas.
Soda Caústica.-
‰La soda cáustica o hidróxido de sodio NaOH se utiliza en la
industria del petróleo y gas como neutralizante del ácido Sulfhídrico.
Se le usa casi siempre a Preparador
bajas concentraciones
: Ricardo Bisso Fernández entre 1-20° Bé.
79
- Ing.CIP.Petroquímico -
Descripción del Proceso:
Gasolina a
Tanques de
Almacenamiento
HC
HC
Sal
NaOH
H2O
Nafta de Tope
de UDP
Tratamiento Caústico
Lavado con
Soda 5ºBé
Lavado con
Agua
Filtro de Sal
El producto a tratar se une con una disolución de soda con
concentraciones entre 1 a 20 °Bé e ingresan a una columna
mezcladora donde se produce la reacción de lavado.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
80
•El flujo, sale por la parte superior de la columna hacia un recipiente
decantador separándose la soda gastada del producto. El producto
sale por el tope hacia una torre de lavado con agua donde se separa
cualquier arrastre de soda caústica, quedando finalmente el producto
refinado.
•Por el fondo del decantador sale la soda parcialmente gastada,
circulándose para mezclarla nuevamente con el producto de carga,
hasta que la soda se gaste totalmente (60% gastado). En este caso es
necesario adicionar soda fresca el línea o cambiarla totalmente.
Condiciones d e 0peración:
•La Concentración de NaOH debe oscilar entre 5-15°Be.
•La relación de recirculación de NaOH al producto a tratar : de 1 a 8.
•La presión y. temperatura de operación no son importantes de
controlar siempre que se evite la deshidratación de la solución de
: Ricardo Bisso Fernández
81
NaOH o la vaporizaciónPreparador
del -producto.
Ing.CIP.Petroquímico -
2) Regenerativo para la eliminación del Mercaptanos:
Mercaptanos
•Cuando el contenido de mercaptanos es del orden de 0.05%w, se
aplican este tipo de procesos, de lo contrario con concentraciones
mayores de mercaptanos se aplican procesos que contemplan
reacciones químicas o métodos de conversión como Mérox,
Ensulzamiento Doctor, etc.
•En la actualidad existen métodos estandarizados comerciales
basados en aplicaciones de soluciones caústicas o alcalinas en base a
sodio (Na.OH: hidróxido de sodio) o Potasio (K.OH: hidróxido de
potasio), ocurriendo reacciones químicas con los compuestos
azufrados orgánicos para generar mercaptidas:
RS.H + Na.OH
RS.H + K.OH
--->
--->
RS.NA + H2O
RS.K + H2O
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
82
•La aplicación de vapor de agua se puede usar para separar el
compuesto alcalino en dicha eliminación de mercaptanos:
4 RS.Na + 2 H2O + O2
Æ
2 RSSR + 4 Na.OH
•Las reacciones mencionadas establecen equilibrios caracterizados
por los respectivos “Coeficientes de Extracción y de Agotamiento”
que son relaciones de concentraciones del mercaptano RSH tanto en
fase acuosa como vapor respecto a su presencia en fase hidrocarburo
(HC) y fase acuosa respectivamente::
•Coef. Extracción= C(RSH)fase acuosa / C(RSH)fase hidrocarburo
•Coef. Agotamiento = C(RSH)fase vapor / C(RSH)fase acuosa
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
83
Donde:
¾Es mas difícil remover mercaptanos pesados (alto peso molecular)
¾Es mas fácil remover mercaptanos de HC’s parafínicos
¾Concentraciones de 10 a 15%w responden a máximos coeficientes.
¾Es mas fácil remover mercaptanos a mayores temperaturas
¾Los productos HC que posean ptos. de ebullición mayores a 200°F
no se tratan con procesos caústicos regenerativos, debido a que una
carga de rango de ebullición desde C5+ hasta dicha temperatura,
responde solamente a un nivel de remoción de mercaptanos del orden
de 50 a 75%.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO:
• En la columna de absorción de mercaptanos se mantiene un nivel
alto adecuado de solución caústica, la cual es introducida
permanentemente por el tope de la columna manteniendo el control
de nivel por medio de una válvula automática.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
84
•La corriente de HC se trata en contracorriente en la columna lo que
significa que entra por el fondo a través de un sistema distribuidor
hacia un lecho empacado, originándose una alta eficiencia de
transferencia de masa equivalente a varias etapas de equilibrio.
•La solución rica en mercaptiles es enviada desde el fondo de la
columna por medio de la presión del sistema a través de un
intercambiador de calor al tope de la columna de regeneración en
condiciones de su punto de ebullición. Esta columna contiene una
zona empacada de despojamiento. Los mercaptanos son despojados
con vapor de agua inyectada por el fondo de la columna.
•El fondo de la columna de regeneración tienen una capacidad de
diseño suficiente para que otorgue capacidad extra de soda. La
solución caústica regenerada se bombea y envía a través de un
intercambiador y enfriador desde el fondo hacia el tope de la
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
85
columna empacada de absorción
de
mercaptano.
- Ing.CIP.Petroquímico -
Condiciones d e 0peración:
•El flujo de recirculación de soda caústica varía entre 1/5 a 1/4 del
flujo de HC, en realidad dependerá de la cantidad de mercaptanos de
alto punto de ebullición.
•La concentración de soda caústica a utilizar dependerá también del
contenido de mercaptanos en la corriente a tratar . Se estima una
densidad entre 15 a 30°Bé.
•La temperatura de salida del precalentador se ajustará por debajo del
punto de ebullición de la solución caústica.
•Durante la etapa de regeneración, el uso de vapor de agotamiento
deberá ser mayor cuanto menor es el peso molecular de los
mercaptanos a removerse. Los mercaptanos remanentes en el HC
tratado dependerá de la eficiencia de agotamiento.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
86
PROCESOS DE ENDULZAMIENTO
TRATAMIENTO “MEROX” :
•La presencia de contaminantes en los reservorios de GN o petróleo,
juegan un papel importante durante los procesos industriales ya que
se manifiestan con toda la envergadura de sus efectos negativos. Así
por ejemplo, la presencia de azufre en los HC’s líquidos provenientes
de dicho GN o petróleo manifiestan problemas de corrosión, olor,
características pobres de combustión y agente desactivador de
catalizadores.
•La presencia de H2S, mercaptanos y azufre libre y algunos
compuestos de bajo punto de ebullición son nefastos en los
principales productos comerciales como la gasolina y el kerosene:
afecta la susceptibilidad al octanaje en los Pool’s de mezclas de
gasolinas y son corrosivos en los sistemas de almacenamiento
(tanques) y en los motores
de : los
vehículos
Preparador
Ricardo
Bisso Fernández(automóviles y aviones
87
- Ing.CIP.Petroquímico comerciales).
•El proceso MEROX es un proceso catalítico de tratamiento de HC
que consiste en convertir los mercaptanos en productos menos
indeseables como disulfuros, llamándose este proceso de
“Endulzamiento”.
•Los mercaptanos son sometidos en procesos de reacción química en
un Reactor bajo la influencia de un catalizador:
Na.OH + R-SH
4 Na.SR + O2 + 2 H2O
Æ
Æ
Na.SR + H2O
2 RSSR + 4 Na.OH
•Los disulfuros son sustancias oleaginosas de baja solubilidad en la
solución de soda caústica por lo que son fácilmente removidos en
procesos de sedimentación.
•El catalizador usado son quelatos en base a Cobalto (Co) insolubles
en el acite y puede serPreparador
usado
disuelto
en una solución de 88
soda
: Ricardo
Bisso Fernández
caústica (Líquido-Líquido) o- Ing.CIP.Petroquímico
sobre un sistema
de lecho fijo.
•La reacción consiste en promover la oxidación de mercaptanos a
disulfuros en un medio alcalino usando aire como fuente de
oxidación. El proceso Merox utiliza Unidades de : Extracción y de
Endulzamiento
UNIDADES DE EXTRACCIÓN DE MERCAPTANOS:
•La carga. fresca alimenta la columna de extracción (un la cual se
extraen los mercaptanos) en flujo a contracorricente con una
so1ución caústica, que contiene e1 Catalizador Mérox a través de
bandejas de diseño especia1.
•E1 materia1 tratado sale por el tope de la columna hacia un
sedimentador, en el cual se separa la solución
caústica
que
haya sido arrastrada. La solución rica enmercaptanos sale por el
fondo de la columna y pasa a través de un calentador de vapor, el
cual se utiliza para mantener
temperatura,
Preparador :la
Ricardo
Bisso Fernández en caso de tenerse
89 un
- Ing.CIP.Petroquímico clima frío.
•A la corriente caústica se le inyecta aire y pasa a través del
recipiente oxidador donde
disulfuros.
1os
mecaptanos
se
convierten
a
•La corriente pasa a un separador donde se elimina el aire remanente
y los disulfuros son decantados y eliminados en una forma
conveniente (por ejemplo puede ser carga a una unidad de
hidrotratamiento).
• En seguida la solución caústica retorna a la columna de extracción.
El catalizador Mérox de reposición se agrega a 1a unidad desde un
recipiente dosificador.
•En la unidad de Extracción, la reducción del azufre total de la carga
está directamente relacionada a1 contenido de Mercaptanos
extractables (de 1ª carga, ya que esta unidad no remueve los sulfuros
orgánicos de la carga Preparador : Ricardo Bisso Fernández
90
- Ing.CIP.Petroquímico -
TRATAMIENTO “MEROX” - UOP
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
91
UNIDADES DE ENDULZAMIENTO:
•Cuando se uti1iza la combinación de unidades de extracción de
mercaptanos y de endulzamiento, la corriente de salida de la sección
de extracción pasa directamente a la sección de endu1zamiento,
donde todos los mercaptanos no estractables se convierten en
disulfuros.
•El producto de esta unidades combinadas tienen un bajo contenido
de azufre y de mercaptanos mejorando de esa forma la
susceptibilidad al plomo (TEL), obtener su especificación Doctor y
en el caso de las gasolinas de craqueo, tener buena susceptibilidad a
la inhibición de la oxidación.
•En 1as unidades de Endulzamiento, 1os mercaptanos son
convertidos a disulfuros y permanecen en el producto, por lo cual no
hay reducción en el contenido de azufre total del producto.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
92
Proceso Caústico de Endulzamiento
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
93
• Los procesos Merox usados para operación de endulzamiento,
pueden ser:
Endulzamiento Líquido – Líquido:
•En e1 cual el aire, la solución caústica y el catalizador son
simultáneamente contactados en un mezclador. Este puede ser de
cualquier diseño que permita el contacto íntimo de ellos, de acuerdo
al tipo de carga que se vaya a tratar.
•La salida del mezclador va directamente a un separador, el cual la
corriente de HC’s va a un condensador para remover la solución
caústica remanente.
•La solución caústica del separador y la del condensador se juntan y
regresan al mezclador. La actividad del catalizador se mantiene
agregando periódicamente
catalizador
Merox
Preparador
: Ricardo Bisso
Fernándezfresco.
94
- Ing.CIP.Petroquímico -
Endulzamiento Líquido - Líquido
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
95
Endulzamiento en Lecho Fijo:
•Se usan normalmente para cargas de destilación primaria con puntos
finales de ebullición mayores de 275 – 300°F. Estas cargas tienen
mercaptanos pesados asociados a sus altos puntos finales caústicas y
son mas dificultosos para endulzar. Para estas cargas, el diseño
“líquido – líquido (L-L)” no es económico por su alto tiempo de
residencia y tiempo de contacto.
•Estas unidades disponen de un reactor de lecho fijo, donde los
mercaptanos son convertidos a disulfuros. En el lecho del reactor está
el catalizador impregnado en carbón activado y humedecido con
solución caústica.
•El aire se inyecta a la carga antes de la entrada al reactor y en
presencia del catalizador Mérox, los mercaptanos son oxidados a
disulfuros.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
96
- Ing.CIP.Petroquímico -
Endulzamiento Lecho Fijo
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
97
•La salida el reactor va a un sedimentador el cual también sirve
como recipiente de solución caústica. Una bomba de recirculación de
solución caústica provee intermitentemente la circulación de la
solución del sedimentador al lecho catalítico para humedecer el
carbón.
•El período de recirculación de la solución caústica puede variar
desde un día hasta mas de un mes, dependiendo de la calidad de la
carga a tratar, actividad y edad del catalizador.
•En general, las naftas provenientes de Unidades de FCC tienen un
contenido bajo de mercaptanos y estos tienen mayor facilidad de
convertirse a disulfuros que los mercaptanos de productos vírgenes.
Consecuentemente las gasolinas FC pueden endulzarce en unidades
tipo L-L aún con puntos finales de ebullición altos como 450°F.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
98
•Los procesos Merox ya se del tipo “L-L” o “Lecho Fijo” se pueden
aplicar a todas las cargas desde gasolinas livianas , naftas,
querosenes, turbos hasta cargas mas pesadas donde se requieran
mejorar el olor, mejorar la acción de los aditivos de gasolinas y pasar
la prueba Doctor.
•Los Pre-tratamientos y post-tratamientos para sistemas de
Extracción y Endulzamiento Merox, dependen frecuentemente de la
composición de la carga, uso final y especificaciones del material
tratado.
Pre-Tratamiento:
•Para la remoción de pequeños valores ppm e H2S del GLP y
gasolinas livianas, estas pasan a través de un lavado caústico que
asegura una remoción completa del H2S, el cual de estar presente en
la carga produciría un consumo excesivo de solución caústica que
contiene el catalizador Merox.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
99
- Ing.CIP.Petroquímico -
•EL H2S no es un veneno del catalizador, pero si compite con los
mercaptanos por los centros activos del catalizador y el oxígeno de
aire inyectado.
•Las fracciones de petróleo de alto Pto. de ebullición ( > 300°F)
contienen ácidos nafténicos los cuales tienen propiedades indeseables
e interfieren en las operaciones de cualquier proceso de tratamiento.
En general, estos ácidos deben ser removidos antes del tratamiento
con un pre-lavado alcalino.
•En el proceso de endulzamiento Merox Lecho-Fijo, el lecho de
catalizador se mantiene húmedo con una solución Na.OH, si los
ácidos nafténicos no han sido removidos se formarán naftenatos de
sodio (los cuales siendo surfactantes cubrirán el catalizador y
bloquearán los poros del soporte del carbón activado. Este problema
requiere un lavado mas frecuente del lecho (con agua caliente) para
mantener la actividad delPreparador
catalizador
necesario
valor
: Ricardo Bisso
Fernández para obtener un 100
negativo en la prueba Doctor- Ing.CIP.Petroquímico
el producto. -
•Por lo tanto, se recomienda usar un pre-tratamiento efectivo junto
con el proceso de endulzamiento Mérox para tratar cargas que tienen
un número ácido mayor a 0.01 mgr de KOH/gr., este es un valor
arbitrario y puede ser mayor o menor dependiendo de la calidad de la
carga y otros factores.
•El procedimiento normal es lavar la carga con una solución caústica,
se usa solución diluída para evitar la formación de emulsiones debido
a la propiedad de los ácidos nafténicos a estabilizar emulsiones.
•Sin embargo, puede formarse una bruma después del lavado
caústico requiriéndose un coalescedor. Generalmente, un filtro
simple de arena puede remover la bruma de naftenato de sodio sin
problemas.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
101
Post-Tratamiento:
•Este varía con el uso final y especificaciones del producto.
Normalmente consiste en un filtro de arena para coalescer alguna
bruma de solución caústica presente o también un lavado simple con
agua.
•Para un kerosene que se va ha usar como turbo combustible se
incluye como post-tratamiento el lavado con agua para eliminar
trazas de solución caústica y surfactantes solubles en agua presente,
un filtro de arcilla para retener cobre y surfactantes insolubles en
agua.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
102
PROCESOS DE SEPARACION DE CO2
‰Son procesos con uso de mallas moleculares y/o membranas (ver
Fig. siguiente). Existen muchas tecnologías estandarizadas /
patentadas por firmas comerciales. En esta oportunidad
consideraremos el proceso de UOP (Universal Oil Products):
“Sistemas de Membranas SEPAREX”:
Aplicaciones:
Se emplea para remover contenido de vapor de agua y CO2 del GN
o gases asociados para reunir especificaciones en las tuberías de
plataformas marítimas y terrestres de producción de GN.
Productos:
Gas purificado en especificación en tuberías, alta calidad de gas
combustible para turbinas , reformador o generación de energía
eléctrica o alta pureza de
CO para reinyección.
Preparador2: Ricardo Bisso Fernández
103
- Ing.CIP.Petroquímico -
Separación de Dioxido de carbono (CO2) – Sistema de membranas Separex
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
104
Descripción:
‰Este sistemas de membranas “Separex” es simple, el sistema de
secado requiere mínima parte movibles.La carga de gas mixto rico
en CO2 pasa sobre la membrana polimérica a alta presión, el cual la
separa en dos corrientes.
‰CO2 y H2S y Vapor de H2O penetran a través de la colección de
membranas juntas sobre el lado de penetración de baja presión.
Metano, etano y otros HC y nitrógeno enriquecido en el gas
residual de alta presión.
‰La recuperación de HC puede ser tan alta como 99% para un
diseño de dos etapas y 95% para una etapa sin compresión,
dependiendo de la composición de la carga , niveles de presión,
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
105
configuración del sistema
y- Ing.CIP.Petroquímico
requerimientos
del
producto.
-
‰Los rates de carga varían desde 1 a 1,000 Millones de pies3 / día
con niveles de CO2 entre 3% a 7% y presiones de carga desde 400
a 1,400 psig.
‰El proceso está diseñado para aplicaciones muy simples
operacionales constituyéndose una excelente oportunidad para
localidades remotas: requiriendo mínimo equipo rotativo, no
reemplazo de reactivos químicos y mínimo mantenimiento. Las
unidades prefabricadas son montadas y deslizables para minimizar
costos de instalación y espacio.
‰El sistema ofrece dos membranas de configuración modular,
fibra cóncava y espiral enrollado, para satisfacer la variedad de
requerimiento de remoción del CO2.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
106
PROCESOS DE SEPARACIÓN DE NITROGENO
‰El nitrógeno es uno de los gases que con frecuencia está presente
en el GN, hasta encontrarse en ciertos casos en cantidades
apreciables que por costo de oportunidad brindan la posibilidad de
su uso comercial.
‰Por otro lado, este gas inerte actúa como agente diluyente hasta
el punto de quitarle al gas su valor comercial (se han visto casos de
pozos o reservorios que han sido cerrados por tener alto contenido
de nitrógeno).
‰El “Gas Seco” (GNS) posee una característica importante
comercial como combustible que es el “Poder Calorífico”, y la
: Ricardo
Bisso Fernández
107
presencia del nitrógenoPreparador
debe ser
reducido
al mínimo.
- Ing.CIP.Petroquímico -
‰Este poder calorífico es el calor que liberado cuando una unidad
de combustible es quemado en presencia de aire a ciertas
condiciones específicas.
‰Existen
varias tecnologías directivas comerciales de
DENITROGENACION existentes en el mercado diseñado /
patentado como por la :
¾Cía. LINDE AG de Alemania Occidental, para tratar GN con
14% molar de contenido de nitrógeno y hasta 1% molar de
contenido de CO2
¾Cía. Costain Oil, Gas & Process, LTD para tratar GN con 5 a
80% Molar de nitrógeno “Separacion de Nitrógeno desde
corrientes de Gas Natural con contenido de Metano”.(Ver
diagrama Adjunto)Preparador : Ricardo Bisso Fernández
108
- Ing.CIP.Petroquímico -
Proceso Separación de “Nitrógeno” de GN que contiene Metano
COLUMNA
DESTILACION
(Baja Presión)
REBOILER
ENFRIADORES
ENFRIADOR
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
COLUMNA
DESTILACION
(alta Presión)
109
PROCESO DE REMOCIÓN DE NITRÓGENO (Desecho)
Aplicación:
Este proceso remueve el nitrógeno del GN para incrementar su
poder calorífico y/o para reducir su volumen para la compresión.
Descripción:
9El GN primero fluye a través de una sección de pre-tratamiento
para eliminar constituyentes que podrían helarse en un proceso
criogénico o afectar la calidad de la producción de gas.
9Después de enfriar (1) contra el producto de metano y nitrógeno
de pérdida, el alimento o carga se expande en la columna de
destilación baja (6) (alta presión) del par existente.
9El vapor que sube a través de la columna es rectificada para
rendimientos casi puro de nitrógeno.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
110
9Este condensa contra el metano ebullente de baja presión en un
condensador / hervidor (5) localizado en el sumidero superiror de la
columna (4) (baja presión).
9Una pequeña corriente de purga conteniendo helio puede ser
retirado desde el lado de alta presión del condensador / hervidor
para el enriquecimiento extenso, si está presente en el gas. Helio
crudo puede ser purificado y licuado si así se requiere.
9Una corriente de nitrógeno líquido es tomado del tope de la
columna baja, y subenfriada (3) por nitrógeno de baja presión.
Parte del nitrógeno líquido es expandido en el tope de la alta
columna para proveer reflujo.
9EL líquido rico en metano desde la base de la columna baja es
sacado, subenfriado (2) y expandido dentro de la columna alta
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
111
9Sobre el punto de alimentación , la rectificación
de vapor
produce una corriente de nitrógeno desechado, conteniendo
típicamente menor que 0.5% de metano.
9Debajo de el, el líquido es despojado para rendimiento de metano
de calidad deseada. El metano líquido es jalado y bombeado a la
presión del producto por la bomba de hidrocarburo (7). El
nitrógeno desechado y metano son calentados contra la carga de
gas natural antes de terminar el sistema.
9Una alternativa de diagrama de proceso es usando una columna
simple de calor bombeado o una columna de pre-fraccionamiento
aguas arriba de una o dos columnas puede ser óptimo dependiendo
del contenido de nitrógeno en el GN, carga del gas, presión del gas
producto y razón de flujo de alimentación.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
112
Condiciones de operación:
‰El proceso de doble columna es suficientemente flexible para
manejar GN con concentraciones de nitrógeno que varían entre 5 a
80% molar. Alimentación de gas sobre 27 bar puede ser procesado
sin compresión alguna.
‰Para carga de gas conteniendo HC pesados o un contenido bajo
de nitrógeno, un proceso de tres columnas está disponible.
‰La tercera columna también mejora la tolerancia al CO2 el cual
puede simplificar los requerimientos de pre-tratamiento del gas.
‰Las condiciones de operación típicas son:
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
113
FRACCION
GN Seco
Media Presión Baja Presión
Nitrógeno
Flujo, MSCFD
58.2
36.6
14.2
7.3
Presión, atm
42
25
1.1
1.1
N2
14.3%
2.16%
2.0%
99.68%
CH4
81.15%
90.70%
98.0%
0.32%
C2H6
2.90%
4.60%
-
-
C3H8
0.40%
0.63%
-
-
C4+
0.20%
0.48%
-
-
CO2
0.90%
1.43%
-
-
He
0.05%
-
-
-
Composición, %
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
114
4 - PROCESOS DE RECUPERACION:
•Estos procesos son utilizados para recuperar “fracciones líquidas de
hidrocarburos” del GN o también productos de HC (azufre,
hidrógeno) con valor comercial.
•Luego que el GN ha sido tratado para eliminar contaminantes, es
enviado a una planta de recuperación, para recuperar las fracciones
de alto valor comercial. El GN remanente se usa como combustible
en la planta y alimentación en plantas petroquímicas. Los excedentes
se usan para re-inyección en los yacimientos para la recuperación de
líquidos de los reservorios.
ALTERNATIVAS:
•
Refrigeración Externa
•
Turbo-expansión
•
Criogénico-Joule Thomson.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
115
PROCESOS DE REFRIGERACION EXTERNA
•
La misma producción de propano de alta pureza obtenida en la
planta es usada como refrigerante a niveles térmicos mínimos del
orden de los –35°C. Con una presión de operación de 1,000 psig.
(proyecto gas de Camisea)
•
EL procedimiento comprende los siguientes pasos o etapas:
.
1.
2.
3.
4.
Separación a baja temperatura
Estabilización
Refrigeración
Recompresión.
1) Separación A Baja Temperatura:
• El objetivo es obtener la separación primaria de gases y líquidos.
• En un separador trifásico se elimina el agua libre tratando el GN
y condensados a 1,000 psig y 44°C, provenientes del sistema de
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
116
recolección.
- Ing.CIP.Petroquímico -
Refrigeración Externa (Baja Temperatura)
Tamices Moleculares
Gas +
Condensados
1,000 psig
44° C
Sistema De
Separación a Baja
Temperatura
C3 Puro
Separador de
Baja Temp.
Separador
trifsásico
645 psig
Gas Combustible
Separador
Tamices
Moleculares
Gas al Sistema de
Compresión
Sistema de
Estabilización
D
E
E
T
A
N
I
Z
A
D
O
R
370 psig
C3 + Condensados a Poliducto
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
117
•
Se usan tamices moleculares para deshidratar por separado las
fases de Gas y Condensado, con el fin de acondicionarlas para su
enfriamiento, para luego mezclarse las dos corrientes. El
enfriamiento se logra con corrientes fríos del proceso en
intercambiadores de calor hasta niveles de –35°C usando propano
casi puro.
•
Los HC fríos ingresan a un separador de baja temperatura y el
flujo de gas intercambia calor y va al “sistema de compresión”
mientras que el flujo de HC se expande hasta niveles de 640 psia
ingresando a un separador donde los gases van al sistema de gas
combustible y la fase líquida calentada en un intercambiador es
enviada al sistema de estabilización.
2) Estabilización:
• La columna de estabilización de-etaniza los condensados operando
a 370 psig y utilizando propano como refrigerante en el sistema de
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
118
condensación.
- Ing.CIP.Petroquímico -
•
Los gases del tope de la columna son enviados al sistema de
gases combustibles. Los productos de fondo C3+ con una
concentración mínima de 0.5% molar de etano es enfriado a
temperatura ambiente y bombeado al poliducto.
3) Recompresión:
• El objetivo de esta etapa es la de otorgar la presión suficiente que
el gas requiere para transportarlo por el gasoducto y/o su
reinyección a los pozos o reservorios.
•
El gas procedente del sistema de separación a baja temperatura se
comprime hasta la presión de transporte de 100 bar en un
compresor y luego enfriado con aire hasta 40°C en un enfriador,
donde una parte irá en especificación por el gasoducto
comprimiéndose el excedente hasta 350 bar en otro compresor
para luego también ser enfriado en un enfriador con aire hasta
40°C y enviarlo así alPreparador
sistema
de Bisso
reinyección.
: Ricardo
Fernández
119
- Ing.CIP.Petroquímico -
Refrigeración Externa (Recompresión)
Gas a Reinyección
Aire
D
40 °C
350 bar
Líquido
100 bar
GAS SECO DE
PLANTA
(Alta Presión)
40 °C
Aire
Gas Seco a
Gasoducto
D
Líquido
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
Líquido
120
•
(Nota: antes del compresor debe existir un separador y después
del compresor un enfriador, para evitar la expansión brusca lo
que puede ocasionar daños al sistema).
4) Refrigeración:
• El objetivo de esta etapa es la de alcanzar las temperaturas
mínimas requeridas para la separación de condensados.
•
Consiste en un circuito cerrado en el cual se usa “propano
licuado” proveniente de un condensador, el cual se expande
isoentálpicamente hasta 4.8 bar de presión ingresando a un
economizador.
•
La fase gaseosa va a la succión de la segunda etapa de
compresión del refrigerante y el propano es nuevamente
expandido hasta 1.04 bar ingresando a un “chiller” con una
temperatura de –41.4°C, donde el propano se evapora y es
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
121
succionado por la 1° etapa
de
compresión
alcanzando
4.8
bar.
- Ing.CIP.Petroquímico -
Fig. – Refrigeración Externa (Refrigeración)
4.8 bar
18 bar, 79°C
C3 gas
C3 gas
CHILLER
40 °C
Reposición
(make up)
17 bar
C3 líquido
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
122
•
Luego es comprimido en una segunda etapa de compresión para
alcanzar una presión de 18 bar y 79°C, para ingresar a un
condensador donde es “licuado” totalmente y sub-enfriado hasta
40°C usando aire como refrigerante.
Fig. – Refrigeración Externa (Refrigeración)
•
Para cargar el sistema y compensar las mermas, se utiliza
propano al 99% molar como mínimo, el cual se obtiene de una
fracción de los fondos de la de-etanizadora, de-propanizándola en
una columna a 17 bar de presión de operación y 20 m3/día de
propano líquido, operando solo como regulador para mantener el
nivel adecuado en el sistema refrigerante.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
123
TURBINAS DE EXPANSION :
“Convierte la Energía de una corriente
de gas o vapor en Trabajo Mecánico”
• “El proceso de expansión o dilatación ocurre rápidamente y el
calor trasmitido al gas o desde éste, es casi siempre muy pequeño”
•De acuerdo a la 1° Ley de la Termodinámica, la Energía Interna
del gas disminuye conforme se realiza un Trabajo, y la temperatura
resultante del gas puede ser muy baja; confiriéndole al Expansor
capacidad para actuar como Refrigerante, al mismo que desempeña
una función de trabajo.
•Los Turboexpansores se utilizan con mucha frecuencia en el
campo de la criogenia, para producir la refrigeración necesaria
para separar y licuar gases.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
124
CLASES:
• Se clasifican en dos categorías: de flujo Axial y de flujo Radial.
• Flujo Axial: la corriente de gas es paralelo al eje y no se emplean
para producir bajas temperaturas, sino para recuperación de
potencia.
• Flujo Radial: la corriente de gas se efectús en ángulo de recto en
relación con el eje de la turbina (todas las máquinas comerciales
con sentido de flujo hacia adentro), y se desarrollaron
esencialmente para producciones de bajas temperaturas.
TERMODINAMICA DE PROCESOS DE EXPANSION:
• Es necesario suponer la Reversibilidad del proceso de gases para
: Ricardo
Bisso Fernández
125
poder ilustrarlo en unPreparador
diagrama
termodinámico.
- Ing.CIP.Petroquímico -
• 1-2 : Expansión Isoentrópica, ∆S=0, ∆Q=0 (Máquinas Reversibles)
• 1-2’: Expansión Isobárica, ∆S=0, ∆Q=0 (Máquinas Irreversibles)
• 1-3 : Expansión con Condensación Parcial
Eficiencia = (H’2 – H1) / (H2 – H1)
H1 = Entalpía a la Entrada
H2 = Entalpía a la Salida
H’2 = Entalpía Final Real
1
2
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
126
PROCESO TURBO – EXPANSION
•
Este proceso consiste en recuperar HC líquidos de las corrientes
de gas utilizando “Turbo Expansores” (TEX) como vehículo de
refrigeración y comprende de los siguientes sistemas:
1.
2.
3.
4.
Sistema de separación de baja temperatura
Sistema de estabilización
Sistema de recompresión
Sistema de refrigeración
1. Sistemas de Separación a Baja Temperatura:
• El gas entra a un separador donde es enfriado en un tren de
intercambiadores antes de ingresar a otro separador de alta
presión (los líquidos calientas de este quipo van al tren de
intercambio mencionado), para luego ir a una De-Etanizadora.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
127
•
La fase gaseosa del separador de alta presión A, va a los
Turboexpansores en paralelo TEXP A/B donde disminuye su
presión a 28 bar y –78°C ingresando al separador de baja presión
B. La fase líquida intercambia calor en el IQ-3 para luego
ingresar a la deetanizadora. La fase gaseosa del separador de baja
presión B enfría el tope de la de-etanizadora.
•
El condensado proveniente del separador 1, es expandido hasta
48 bar en el separador de fuel gas, donde la fase líquida ingresa a
la deetanizadora previo precalentamiento en el IQ-6 con los
fondos de la misma columna.
2. Sistemas de Estabilización:
• Este sistema tiene como objeto deetanizar los condensados
provenientes del sistema de separación a baja temperatura.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
128
Fig.–Turbo Expander (Separación a baja temperatura)
Gas a Decompresión
Gas a Tratar
28 bar,
78°C
IQ-1
IQ-5
T-EXP A/B
IQ-4
Separador de
Alta Presión
A
Separador 1
Separador
de Baja
Presión B
IQ-3
IQ-2
Gas Combustible
Separador
Fuel Gas
45 bar
D
E
E
T
A
N
I
Z
A
D
O
R
A
IQ-6
Condensado C3 +
al Sistema de
Estabilización
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
129
•
La columna deeatizadora opera a 26 bar y utiliza propano como
refrigerante en el sistema de tope. Adicionalmente los gases de
tope son enfriados en el IQ-5 por el gas de los turboexpansores
TEXP A/B, los gases no condensados se separan en el
acumulador de tope y se mezcla con el gas proveniente de la
turboexpansión para luego incrementar su temperatura en el IQ-1
y quedar listo para su compresión.
3. Sistemas de Recompresión:
• Este sistema comprime las corrientes de gas seco del TEXP A/B
y del tope de la deetanizadora en el K-1 hasta 32.4 bar, para luego
ser enfriado hasta 40°C en el enfriador de aire IQ-7 pasando al
compresor K-2 donde se comprime hasta la presión de transporte
de 100 a 150 bar.
•
Luego se enfría en el E-1 con aire. El excedente no requerido por
el mercado será comprimido
para su reinyección por130 los
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico
compresores K-3 y enfriado
en los Aeros
E-2 hasta 40°C.
4. Sistemas de Refrigeración:
• Se utiliza propano para refrigerar los gases del tope de la
deetanizadora. La descripción del sistema es similar a la de
refrigeración externa.
•
Los “Turbo-Expansores” (TEXP) son equipos rotativos que
trabajan a velocidades entre 10,000 a 50,000 rpm y eliminan
energía del gas debido a la expansión., aumentando su
enfriamiento y alcanzando temperaturas menores que las
obtenidas por simple expansión adiabática.
Ver Fig. – Turbo Expander (Separación por Recompresión)
•
Los condensados en los TEXP van al sistema de fraccionamiento
donde se obtiene el producto deseado por los fondos.
Generalmente se recupera 90% de etano de la carga y el 100% de
propano y mas pesados (C3+). La carga e gas previamente es
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131
deshidratada.
- Ing.CIP.Petroquímico -
Turbo Expander (Separación Recompresión)
Gas a
Reinyección
Aire
40°C
350 bar
Separador
E-2
Gas
Seco
100
Aire
150 bar 40°C
32.4 bar
Gas Seco a
Gasoducto
Separador
K-1
IQ-7
K-2
E-1
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
132
•
Los líquidos condensados son separados y enviados a la
fraccionadora (los gases pasan a través del TEXP antes de entrar
a la fraccionadora).
•
La composición final del producto se obtiene modificando la
presión de salida del TEXP o variando las condiciones de
operación o temperatura del tope de la fraccionadora.
•
Las plantas de recuperación son de 30 a 1,500 millones de pies3.
(El proyecto Camisea considera una capacidad total de
recuperación de 900 millones pies3 en 3 plantas.
•
Se considera que la alternativa de planta de recueración externa
es mas ventajosa que la de TEXP por:
-
Menor producción de GLP (20%V menos)
Menor inversión requerida (50 MM US$ menos)
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- Ing.CIP.Petroquímico -
133
PROCESOS CRIOGÉNICOS (JOULE-THOMPSON):
•
Los procesos criogénicos se utilizan para recuperar a baja
temperatura (inferiores a – 73°C), algunos productos no
obtenibles por otros métodos.
•
Adicionalmente una planta diseñada para recuperación óptima de
etano, recuperará mas del 95% de propano.
•
Los procesos criogénicos comprenden dos etapas principales:
- Licuación
- Destilación o Rectificación del líquido.
RECUPERACIÓN DEL HELIO:
•
Las condiciones críticas del helio son – 267.9 °C y 2.26
amtósferas y está presente en el GN entre 2 a 5%.
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- Ing.CIP.Petroquímico -
134
•El Helio es el componente mas ligero del GN por lo que a suficiente
reducción de temperatura de los gases de alta presión (- 150 a –
300°F), todos los componentes del gas, excepto el helio son licuados.
(El GN es la única fuente comercial del helio).
•Todo GN que contiene helio, contiene nitrógeno, pero lo contrario no
ocurre necesariamente.
•Una posible explicación es la descomposición de la materia
proteínica que ha producido independientemente el nitrógeno al
mismo tiempo que el gas y petróleo han sido producidos.
•Los procesadores van a las mas bajas temperaturas y mas altas
presiones para licuar el N2 y recuperar gas helio. A menudo el helio es
licuado a temperaturas cercanas al “cero absoluto”. Las fuerzas de
atracción intermolecular en el helio son tan pequeñas que únicamente
solidifican a – 272°C y 26 atmósferas. (El helio es la única sustancia
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135
que carece de punto triple). - Ing.CIP.Petroquímico -
•
La producción comercial de helio en U.S.A. a partir del GN,
comenzó durante la guerra mundial.
Descripción del Proceso:
El proceso consiste en las etapas de:
1. Eliminación de contaminantes
2. Enfriamiento
3. Fraccionamiento
1. Eliminación de Contaminantes:
•
La separación del GN de productos indeseables como el agua,
CO2 e HC’s pesados, es importante porque de no eliminarse
podrían depositarse a bajas temperaturas como sólidos en la
superficie del intercambiador y taponear el sistema.
•
El agua es generalmente removida por adsorción con un sólido
desecante como alúmina activada, sílica gel o tamiz molecular.
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- Ing.CIP.Petroquímico -
136
•
El CO2 es removido por lavado con aminas o soluciones caústicas
o adsorción a través de tamices moleculares.
•
Los HC’s pesados son removidos a temperaturas intermedias en el
camino a los niveles de descenso criogénico (- 60°C).
•
Es importante que estos componentes se reduzcan a
concentraciones del orden de pocos “ppm” antes que el gas someta
a las temperaturas mas bajas de enfriamiento. Si el gas tiene una
apreciable cantidad de HC’s es posible tolerar algo mas el
contenido por la solubilidad del CO2 en HC’s, sin embargo las
condiciones de equilibrio y los puntos a los cuales la separación de
fase intermedia se efectúa, debe ser cuidadosamente controlado.
2. Enfriamiento:
•
La carga de GN seco y comprimida aproximadamente a 400 psig,
ingresa a un sistema de especial de enfriamiento (cold box) donde
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137
intercambia calor con las- Ing.CIP.Petroquímico
corrientes frías
que
salen
del
proceso.
-
•
La refrigeración en el primer intercambiador es ayudada por la
utilización de propano refrigerante a – 40°F.
3. Fraccionamiento del Metano y Nitrógeno-Helio:
•
La corriente de carga que ha sido enfriada a aproximadamente –
115°F (-80°C) se introduce en una torre de fraccionamiento para
separar el metano de la mezcla nitrógeno-helio.
•
Por la parte superior sale la mezcla de gases nitrógeno-helio a –
243 °F. Parte de esta corriente gaseosa se refrigera condensando
nitrógeno que retorna a la torre como reflujo. Los gases restantes
se enfrían hasta – 312°F y son falseados en un sistema de dos
torres.
•
El resultado de este flash es la evaporación entre el helio y el
nitrógeno líquido. Los vapores que salen de las torres flash a – 312
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138
°F contienen helio que intercambia
calor
con
la
carga
del
proceso.
- Ing.CIP.Petroquímico -
•El nitrógeno líquido que sale de la torre flash a – 312 °F es dirigido a
un expansor que suministra refrigeración adicional para el sistema de
la bomba de calor de la torre. El nitrógeno refrigera la carga y
finalmente es venteado a la atmósfera.
•Por la parte inferior de la torre fraccionadora sale el metano, parte del
cual se retorna a la columna previo precalentamiento y el resto se
envía al deetanizador para recuperar el propano y los componentes
mas pesados. La refrigeración del propano es utilizada en el proceso
para ayudar en la condensación de la carga del GN.
Separación Nitrógeno-Helio:
•La mezcla nitrógeno-helio es enfriada mediante intercambio con
nitrógeno y posterior expansión en un sistema de dos etapas para
condensar el nitrógeno.
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- Ing.CIP.Petroquímico -
139
•Los vapores que salen por el tope de los recipientes de expansión a
-312°F (- 190°C) y 200 psig, contienen el helio que intercambia calor
con la carga al proceso.
•El helio crudo con una pureza de 85% es enviado a un proceso de
purificación. El nitrógeno líquido a – 312°F es dirigido a un expandir e
intercambia calor con la carga al proceso antes de ser venteado a la
atmósfera a temperatura ambiente.
Procesos de recuperación del Helio:
La recuperación comercial del helio generalmente se realiza en dos
etapas:
• Obtención
• Purificación
Proceso de Obtención del Helio crudo:
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- Ing.CIP.Petroquímico -
140
Obtención de HELIO crudo
HELIO
HELIO
N2 a atm.
Hidrocarburo líquido
Gas
Seco
Gas
Seco
Gas Residual
IQ
Helio -N2
Flash
Drums
IQ
IQ
IQ
Fraccionador
Metano -N2
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- Ing.CIP.Petroquímico -
141
Proceso de Purificación del Helio:
•Para la obtención del helio comercial de Grado A (99.995 % de
pureza o mas), el helio debe ser sometido a un proceso de purificación.
•Dicho proceso consiste básicamente de separación entre el nitrógeno
y el helio. El proceso se realiza mas eficientemente a las mas altas
presiones y mas bajas temperaturas.
•A la temperatura de – 320°F y 2,700 psig, el vapor que sale del
evaporador tiene un contenido de 98.2% de helio, cuyo contenido
aumenta a 99.5% en condiciones de – 340°F y la misma presión.
•El líquido en equilibrio aquí tiene algo de helio el cual se recuperará
por flasheo en una torre de baja presión.
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142
Purificación del HELIO
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- Ing.CIP.Petroquímico -
143
Adsorción con Carbón Activado:
•El helio con 99.5% de pureza es mejorado hasta 99.995% o mas por
adsorción del nitrógeno residual sobre un lecho de catbón activado a
temperaturas entre – 3210°F y – 340°F.
•El helio gaseoso puro que sale de la planta de purificación está a una
presión de 3,000 psig y a temperatura ambiente, para su almacenaje,
transporte y distribución.
Licuado del Helio:
•Se efectúa con el principal objetivo de reducir los costos de
almacenaje y transporte.
•Mas del 90% del helio producido es utilizado al estado gaseoso, sin
embargo mas de los 2/3 del helio comewrcial se producen y
transportan al estado líquido. La licuación del helio es difícil y costosa
por ser el criogénico que tiene el menor punto de ebullición.
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- Ing.CIP.Petroquímico -
144
• En su última etapa de licuación debe ser absolutamente puro ,
mediante lechos de adsorción. El helio líquido tiene una pureza de
99.9999%.
•Para reducir los costos de operación en la producción de helio líquido
se recurre a máquinas de expansión y a intercambiadores de calor de
alta eficiencia.
•En los procesos normales se circulan 10 volúmenes de helio para
licuar 1. Se utilizan cajas de enfriamiento a fin de minimizar las
pérdidas de refrigeración y reducir costos de inversión.
•El problema básico son los costos de refrigeración porque las
condiciones ambientales son mas cálidas que las temperaturas de
operación. (Un galón de helio es vaporizado con 9 BTU hasta su punto
normal de ebullición).
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- Ing.CIP.Petroquímico -
145
5 - TECNOLOGÍAS COMERCIALES
GENRALIDADES:
•El avance tecnológico en los procesos del “Gas Natural” (GN) en
los últimos años ha sido muy importante para el desarrollo
económico de los países productores y una esperanza real para los
países con reservas probadas como el caso del Perú.
•Existen mas de 80 procesos comerciales estandarizados en una gran
variedad de métodos para el tratamiento del GN.
PROCESO DE RECUPERACIÓN NGL “MEHRA”
Aplicación:
•El Proceso tecnología MEHRA patentado para la Unidad de
recuperación de NGL utiliza la absorción basado en “propano como
refrigerante” para recuperar C2+ o C3+ NGL’s desde las corrientes de
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
146
gas natural.
- Ing.CIP.Petroquímico -
Descripción:
•Los NGL's absorbidos en el solvente rico desde los fondos de la
columna de absorción de NGL, son fraccionados en la columna
regenadora de solvente, que separa NGL’s por el TOPE y solvente
delgado al fondo.
•Después de la recuperación de calor, el solvente delgado es
presaturado con el absorbente de los gases absorbidos en el tope. Los
flujos solventes enfriados en el tope de la columna del absorción. Los
gases separados desde el coalescer o separador de tope van hacia las
tuberías de venta.
Condiciones de operación:
•El rango de presión de operación es de : 200 a 1,200 psig
alimentados sin condensación de gas de entrada.
La metalurgia barata:
•Bajas temperaturas, limitada
por la refrigeración de C3, permite
el
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
147
- Ing.CIP.Petroquímico
uso predominantemente de metalurgia
de -acero de carbono
PROCESO MEHRA-Recuperación de NGL
C3 Refrigerante
Gas a Ventas
DP= 20 psi
NGL
- 25°F
Entrada Gas
REGENERADOR
De Solvente
ABSORBEDOR
de NGL
Solvente Rico
Solvente Débil
NGL: Líquidos del Gas Natural Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
148
Pre-tratamiento de la alimentación:
•La remoción de C02 no es necesario y la inyección del glycol para
la deshidratación es adecuada.
Economía:
•Bajo Capital y costes de operación: Los costes iniciales y
continuados son más bajo cuando la flexibilidad para la recuperación
o reeyección del etano es importante.
Altas recuperaciones de etano:
•Una etapa de recuperación de etano excede 96+% típicamente.
Flexibilidad de componentes de NGL :
•Cambiando en línea de :
96+% C2 & 99+% C3 a :
<2% C2 &
98+%
C3 ,Bisso
con
simples controles.
Preparador
: Ricardo
Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
149
PLANTAS DE LNG (LIQUEFACTION OF NATURAL GAS)
Aplicación:
•La licuefacción de gas natural para un rango de capacidades de
planta desde pequeñas aplicaciones a las plantas de mediano tamaño
(4,000 tpd, 1.4 MMtpa) usando un ciclo mixto refrigerado.
Los productos:
•El gas natural licuado (LNG) a la presión atmosférica
Descripción:
•Gas natural pretratado es enfriado y condensado por un ciclo
refrigerante mixto de multi-etapa. El refrigerante consiste en una
mezcla de nitrógeno e hidrocarburos del metano a través del pentano.
•El refrigerante es comprimido por una máquina de una o dos etapas:
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- Ing.CIP.Petroquímico -
150
Planta de Licuefacción de gas natural (LNG)
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
151
(1) normalmente una turbina de gas manejada tipo centrífugo que
depende en la capacidad de la planta. El refrigerante mixto de alta
presión es enfriado (2) en el intercambiador principal (3), qué
normalmente consiste de múltiples platos-aleta de aluminios
soldados, retornando otra vez el refrigerante mixto de baja presión
(4). EL refrigerante de alta presión subenfriado es luego bajado en
presión y evaporado para prever el contenido refrescante al gas
natural. Los líquidos desde la compresión del refrigerante son
enfriados separadamente (5) en el intercambiador principal,
bajándole la presión y evaporado para proporcionar la eficiencia al
proceso.
•El gas natural es enfriado (6) en el intercambiador principal antes de
entrar en un sistema especial (Olla de rompimiento) (7), para quitar
componentes pesados que congelarían otra parte después en el
proceso. En las plantas grandes, la olla puede reemplazarse por una
columna de demetanizado.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
152
- Ing.CIP.Petroquímico -
•Los NGL’s recuperados en esta fase puede ser procesados y usados
para proporcionar make-up del refrigerante. El gas natural que deja la
olla de knockout de hidrocarburo re-entra (8) al intercambiador
principal dónde se condensa y sub enfría contra el refrigerante de
baja presión.
•Los LNG’s sub enfriados luego entran a un sistema de doble flasheo
(9) donde se depresiona antes de que se bombee al almacenamiento
cerca de la presión atmosférica. El gas flash LNG es alimentado a un
sistema de compresores para ser usado como combustible. La
cantidad de flash gas generado puede variarse alterando el nivel de
LNG sub enfriado.
Economía:
•El ciclo del refrigerante mixto puede ser a menudo la opción de
mayor costo efectivo para la producción de GNL, combinando
razonable costos iniciales
con los requisitos de baja energía.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
153
- Ing.CIP.Petroquímico -
•El uso de intercambiadores de calor de plato-aleta permite diseñar la
planta con una eficacia alta.
•Para pequeñas instalaciones, ciclos de expanders que usan nitrógeno
o metano pueden ser rentables. Los ciclos de Expander también son
la tecnología de opción para aplicaciones offshore para todas las
capacidades. Para alta eficiencia en las instalaciones de carga-base,
el ciclo de cascada que usa niveles múltiples de refrigerantes puros,
puede ser la opción mas óptima.
PROCESO ORTLOFF:
Resumen:
•Hoy por hoy, el proceso Ortloff de enfriamiento de gas y proceso de
reciclo de tope han sido considerado como la eficiencia para la
recuperación NGL (líquidos del gas natural) / LPG (gas licuado de
petróleo) desde el GN, particularmente por el contenido de
concentraciones significativas
de contaminante CO2.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
154
- Ing.CIP.Petroquímico -
•Ortloff ha desarrollado recientemente un nuevo proceso de altos
niveles de recuperación de NGL
tolerancia de CO2.
desarrollando eficiencia y baja
•La simplicidad del proceso y el bajo requerimiento de compresión
del gas, reduce los costos de inversión y operación para plantas de
procesamiento. Para corrientes de gas conteniendo cantidades
significativas de CO2, equipo de remoción de CO2 pueden ser
pequeños o eliminados enteramente. En adición los procesos de
extracción de nuevos líquidos pueden diseñados para recuperar
eficientemente o rechazar etano, permitiendo al procesador de gas
responder rápidamente a los cambios del mercado.
Introducción:
•Durante la década de los 70, Ortloff desarrolló y patentó varios
procesos para la recuperación de líquidos que fueron mas eficientes o
tolerantes con el CO2.
Para la recuperación de etano, el155mas
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico empleado ha sido :
“EL PROCESO DE GAS SUBENFRIADO” (PGS)
•Mostrado en la Fig, En este proceso una porción de la carga del gas
es condensado y enfriado, flasheado hacia debajo de la presión de
operación de la torre y suministrado a la torre como carga de tope. El
remanente de carga de gas es también expandido a baja presión
(usando un turbo expandir para corrientes de vapor) y alimentado a la
torre en uno o mas puntos de carga..
•Los líquidos enfriados y suministrados al tope de la torre actúan
como reflujos, contactando y rectificando el vapor que deja el
expander por absorción de los componentes del plus-etano para
recuperarlo en la torre como producto de fondo.
•Cuando el CO2 está presente en la carga de gas las altas
concentraciones de componentes de C2+ en los líquidos fríos ayudan
a reducir las concentraciones de CO2 en el tope , sección fría de la
torre , permitiendo altos
niveles de recuperación de etano sin156CO2
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico congelado.
•El mismo proceso puede ser operado para rechazar el etano , pero la eficiencia de
recuperación del propano sufre significativamente cuando se opera de este modo
debido a la alta concentración de propano en la carga de tope.
Proceso Ortloff “PGS”
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
157
“EL PROCESO DE RECICLO DE TOPE” (PRT),
•Mostrado en la Fig.11.4, frecuentemente ha sido usado en cambio
del proceso PGS en las plantas de recuperación de NGL.
•Aunque típicamente emplea una configuración de dos columnas,
este proceso en esencia divide una corriente de vapor desde un punto
intermedio en la torre de destilación que es luego condensado y
usado como reflujo para la parte superior de la torre.
•Esto produce otra vez productos fríos para contactar y rectificar el
vapor que deja el expander por absorción de los componentes del
plus-etano para recuperarlo en la torre como producto de fondo.
•Este proceso provee mas eficiencia en la recuperación de propano e
HC pesados que el diseño PGS, pero no es conveniente para la alta
recuperación de etano.
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
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Proceso Ortloff “PRT”
Preparador : Ricardo Bisso Fernández
- Ing.CIP.Petroquímico -
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