PROCESOS CON
Anuncio
Clase 6 1 PROCESOS DEL GAS NATURAL 2 PROCESOS DE SEPARACIÓN 3 PROCESOS DE TRATAMIENTO 4 PROCESOS DE RECUPERACION 5 TECNOLOGÍAS COMERCIALES Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 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: Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 2 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 4 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - • 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 6 III. PROCESOS DE RECUPERACION Criogenia Refrigeración Mecánica Turbo Expansión Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 7 PROCESOS DE GAS NATURAL Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 8 PROCESOS DE GAS NATURAL Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 9 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 10 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández 11 fundamentales de la hidrodinámica - Ing.CIP.Petroquímico - PLATOS O BANDEJAS DE BURBUJEO Extracciòn Líquido – Vapor Transferencia de masa Equilibrio másico - entálpico Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 12 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 13 TIPOS DE PLATOS Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 14 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 15 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 16 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 17 TORRES DE RELLENO CON ANILLOS U OTROS Extracción Líquido – Gas Transferencia de masa Equilibrio másico - entálpico Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 18 TIPOS DE RELLENOS Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 19 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: Preparador : Ricardo Bisso Fernández 20 - Ing.CIP.Petroquímico - 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 21 - Ing.CIP.Petroquímico - 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 22 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 - Ing.CIP.Petroquímico - 23 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 24 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández 25 de –100 °F. - Ing.CIP.Petroquímico - 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 26 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 27 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 28 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.. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 29 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 30 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández 31 planta. - Ing.CIP.Petroquímico - 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.. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 32 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 33 DESHIDRATACION CON “TEG” Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 34 DIAMETRO ABSORBEDOR DE “TEG TEMPERATURA REBOILER vs CONCENTRACION Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 35 PUNTO DE ROCIO “TEG” - AGUA STRIPPING – CONCENTRACION DE “TEG” Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 36 DEPRESION PTO. DE ROCIO A 80°F y 600 psia Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 37 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 38 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 39 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández 40 - 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández 41 contaminantes. - Ing.CIP.Petroquímico - 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 42 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 44 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 45 •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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 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: Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 47 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 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 Por 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. La 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. Los 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 - La 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. Los 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. La 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 Los 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. Temperatura: 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 Si la presión es baja, favorecerá mayor salida de gases y de rendimientos. Sistema de fondo: fondo El 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. Una 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 Alta carga de ácidos •Aceites y sólidos suspendidos Amina pobre, ácida •Agua de reposición Pobre calidad de agua de •HC mas ácidos orgánicos dan jabones de aminas. reposición Alta solubilidad al calor Inadecuada metalurgia 3.Pérdidas de Aminas: Incorrecta 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández 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) Preparador : Ricardo Bisso Fernández - 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%. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - 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: Preparador : Ricardo Bisso Fernández - 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 Preparador : Ricardo Bisso Fernández - 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 142 Purificación del HELIO Preparador : Ricardo Bisso Fernández - 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. Preparador : Ricardo Bisso Fernández - 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). Preparador : Ricardo Bisso Fernández - 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: Preparador : Ricardo Bisso Fernández - 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 - 158 Proceso Ortloff “PRT” Preparador : Ricardo Bisso Fernández - Ing.CIP.Petroquímico - 159
