CONTENIDO 1.- SISTEMAS DE PROCESAMIENTOS DEL GAS

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1 CONTENIDO 1.- SISTEMAS DE PROCESAMIENTOS DEL GAS 1. Clasificación del gas natural. 2. Clasificación de gases. 3. Importancia. 4. Definición de niveles máximos de contaminantes. 5. Principios generales de absorción de gases. 6. Conceptos básicos de fraccionamiento o destilación en estado estable. 7. Concepto de etapa de equilibrio. 8. Principios generales de adsorción. 2.- PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS 1.- Gas Natural. 2.- Mezclas de Gases. 3.- Gases reales. 4.- Densidad de Sistemas de Hidrocarburos en Estado Líquido. 5.- Definiciones y Cálculos de otras Propiedades del Gas. 3.- COMPORTAMIENTO CUALITATIVO DE FASES 1. Definición de términos 2. Comportamiento Cualitativo de Fases Sistema de un Solo Componente Sistemas de Dos componentes Sistemas de Tres Componentes Sistemas Multicomponentes 4.- EQUILIBRIO LÍQUIDO VAPOR 1.- Cálculo de la fase vapaor-líquido 2.- Constante de equilibrio 5.- DIAGRAMA DE FASES Y CÁLCULOS ELV 1.- Ecuaciones de Estado a) Ecuación de Van Der Walls. b) Ecuación de Bethelot. c) Ecuación de Redlich-Kwong. d) Ecuación de Wohl. e) Ecuación de Esferas Duras. f) Ecuación de Beattie-Bridgeman. g) Ecuación de Benedict-Webb-Rubin. I

2 6.- CONCEPTOS BÁSICOS DE TERMODINÁMICA 1.- Termodinámica Básica 2.- Ecuaciones De Estado Y Propiedades Termodinámicas 3.- Termodinámica De Las Sustancias Reales Puras 7.- CAMBIOS DE ENERGÍA SEL SISTEMA 1.- La Energía 2.- La Entalpía 3.- Balance de Energía 8.- FUNDAMENTOS DE CONTROL DE PROCESOS 1. Control de proceso 2. Clasificación de los controladores de proceso 3. Instrumentación 9.- FLUJO DE FLUIDOS A.- Flujo de Gas 1.- Introducción 2.- Cálculo de Flujo de Gas en Tuberías y Sistema de Tuberías 3.- Distribución de Flujo en Tuberías Enlazadas. 4.- La Ecuación Panhandle. B.- Diseños de líneas de flujo de líquido y gas. 1. Guía general para el diseño de sistemas de tuberías. 2. Capacidad de líneas de flujo monofásico y multifásico 3. Líneas complejas 4. Ecuación general de flujo de gas C.- Cálculo de tuberías de petróleo y/o gas 1. Cálculo de la caída de presión 2. Cómo calcular el diámetro requerido de una tubería 3. Cómo calcular la capacidad de una línea 10.- EXTRACCIÓN DE LGN, CONTROL DEL PUNTO DE ROCÍO E INHIBICIÓN DE HIDRATOS 1.- Determinación del Contenido de Agua. 2.- Niveles permisibles de agua en el gas natural 3.- Predicción de la formación de hidratos 4.- Cálculo de condiciones para la formación de hidratos II

3 5.- Control de formación de hidratos 6.- Predicción de la formación de hidratos con los simuladores de procesos 7.- Procesos/Pro II 8.- Hysim 9.- Características del Gas. 10.-Facilidades Existentes/Conexas Consideraciones Ambientales Planes Futuros De Desarrollo Costos. 14. Recuperación De Líquidos: 15. Composición del gas 16. Control del punto de rocío 17. Refrigeración directa 18. Procesos de absorción con aceite ligero 19. Recuperación de Etano 20. Consideración del fraccionamiento 21. Proceso de refrigeración en cascada 22. Proceso de refrigeración tipo mezcla 11.- EQUIPOS DE SEPARACIÓN 1. Separadores. 2. Diseño general de recipiente de separadores. 3. Tipos de separadores. 4. Métodos para determinar la presión óptima PROCESOS DE FLUJO 1. Descripción General 2. Tipos de Estaciones de Flujo 3. Componentes Básicos en una Estación Recolectora de Flujo 4. Procesos en una Estación Recolectora de Crudo III

4 13.- TRASFERENCIA DE CALOR A. Principios de Transferencias de Calor 1. Conducción 2. Convención 3. Radiación B. Intercambiadores de Calor 1.- Consideraciones Teóricas. 2.- Tipos de Intercambiadores de Calor. 3.- Características de los Intercambiadores de Calor mas Comunes. 4.- Parámetros Operacionales. 5.- Aspectos Generales de Construcción y Mantenimiento BOMBAS 1. Definición de Conceptos. 2. Teoría y Clasificación. 3.- Leyes de Afinidad 4.- Selección: 5 Fuente de Impulsión o Elementos Motrices 6.- Instalación 7.- Arranque 8.- Problemas Operacionales y Mantenimiento 15.- COMPRESORES 1.- Introducción 2.- Compresores Reciprocantes. 3.- Compresores Centrífugos 4.- Otros métodos de computar los requerimientos de compresión 16.-REFRIGERACIÓN 1. Generalidades: 2. Refrigerantes: 3. Características Del Refrigerante: 17.- FRACCIONAMIENTO 1. Introducción 2. Principios de Fraccionamiento 3. Consideraciones teóricas 4. Parámetros fundamentales de diseño IV

5 5. Características de la alimentación y de los productos: calidad, flujo temperatura, recobro 6. Problemas operacionales en una torre de fraccionamiento 7. Ejercicios 18.- DESHIDRATACIÓN (GLICOL) 1.- Determinación del Contenido de Agua. 2.- Procesos para la deshidratación del gas natural 3.- absorción con glicoles 4.- Combinación refrigeración/absorción 5.- Criterios para la selección de procesos 6.- Nivel requerido por remoción de agua 7.- Características del gas 8.- Facilidades existentes/conexas 9.- Consideraciones ambientales 10.- Planes futuros de desarrollo 11.- Costos 12.- Aspectos relevantes para el diseño de plantas de deshidratación 13.- Guías para el diseño de plantas 19.- SISTEMAS DE ADSORCIÓN 1. Adsorción con Tamices Moleculares. a.- Tamices Moleculares. 2. Guías para el Diseño de Plantas. a. Deshidratación con Tamices Moleculares b. Rangos de Operación Recomendados. V

6 CAPITULO 1 SISTEMAS DE PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

7 CAP. 1.- SISTEMA DE PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL 1.- CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL. El gas natural es una mezcla compleja de compuestos de hidrocarburos y no hidrocarburos, que pueden existir a condiciones atmosféricas. La naturaleza compleja del gas natural es explicada por el Instituto Americano del petróleo (API, siglas en inglés), en su informe de investigación No. 6, en el cual se identifican 172 componentes individuales de constituyentes de hidrocarburos utilizando una muestra de Ponca City, USA. En general, la mayoría de los componentes que constituyen el gas natural son hidrocarburos parafínicos, con pequeñas cantidades, usualmente trazas, de olefinas, hidrocarburos nafténicos, y componentes no hidrocarburos. El gas natural está compuesto principalmente de hidrocarburos livianos como son: Metano (C1), en mayor proporción, y cantidades moderadas de Etano (C2), Propano (C3), Butanos y más pesados (C4+). Las proporciones de estos compuestos varían dependiendo del tipo de condiciones del yacimiento de donde preceden y de las condiciones de separación en estaciones de producción de crudo y gas. Un gas natural con alto contenido de hidrocarburos pesados se encuentra normalmente en yacimientos de condensados y/o yacimiento de gas asociado con crudo liviano. Entre los compuestos no hidrocarburos que se pueden encontrar en una corriente de gas natural tenemos: Nitrógeno, H 2 S, He, CO 2, COS y Mercaptano, en muchos casos entre los fluidos de yacimiento encontrarnos agua. En la tabla 1, se muestran los componentes típicos de fluidos de yacimientos de gas. En la tabla 2, se presentan varias composiciones de diferentes corrientes gaseosas de distintas áreas de Venezuela. Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-1

8 H e H 2 NORMALMENTE EN TRAZAS COS H 2 S R-SH COMPUESTOS DE AZUFRE N 2 CO 2 PRESENTES EN EL GAS NATURAL PEQUEÑAS CANTIDADES C 1 C 2 GAS PROCESADO PARA VENTAS C 3 ic 4 nc 4 ic 5 CONDENSADO (LIGERO) nc 5 C 6 C 7 C 8 C 9 C 10 + CRUDO H 2 O AGUA Tabla 1. Componentes de fluidos de yacimientos Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-2

9 Componente Occidente (Asociado) Oriente (Libre) Oriente (Asociado) Costa A. (Libre) Metano Etano Propano I-Butano N-Butano I-Pentano N-Pentano Hexano Neptanos Dióxido de carbono Nitrógeno Total H2S (ppm) ( 0 a ) Gravedad específica Poder calorífico BTU/PC KCAL/MC Tabla 2. Composición típica del gas natural en Venezuela 2.- CLASIFICACIÓN DE GASES. En general el gas natural puede clasificarse como gas ácido, gas agrio, gas seco o pobre, gas dulce y gas rico o húmedo. a. Gas Ácido: Son aquellas impurezas en una corriente de gas tales como el CO 2, H 2 S, COS, RHS y el SO 2 que adquieren propiedades de ácidos en presencia del agua. Lo más comunes en el gas natural son CO 2, H 2 S, COS. b.gas Agrio: un gas agrio es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno (H 2 S), estos valores se definen en base a la utilización posterior del gas. La norma No de CSA, establece que para el transporte de gas por tuberías un gas agrio es aquel que contiene más de 1.0 grano de H 2 S/100 pcn o 16 ppmv. Para consumo doméstico, cualquier gas que contenga más de 0.25 granos H 2 S/100 pcn o de 4 ppmv es un gas agrio. Para uso de compresores puede aceptarse hasta 10 granos de H 2 S pcn o 160 ppmv. La definición de un gas aplica también al contenido CO 2, Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-3

10 generalmente es práctico reducir el contenido de CO 2 por debajo del 2% molar para efectos de gas a ventas. c. Gas Seco o Pobre: Está constituido básicamente por metano. También se refiere a aquellos gases cuyo contenido de propano y otros hidrocarburos más pesados es muy bajo o casi nulo. d.gas Dulce: Esta denominación se refiere a aquel gas al cual le fueron eliminados los componentes ácidos o están presentes en cantidades muy pequeñas (trazas). e. Gas Rico o Húmedo: Es aquel con un contenido apreciable de hidrocarburos licuables, algunos autores también denominan gas húmedo, al gas saturado con agua. 3.- IMPORTANCIA. La primera razón para el tratamiento de una corriente de gas natural antes de su procesamiento para la extracción de líquidos, para su transporte con fines de comercializarlo y otros usos, es cumplir con las especificaciones exigidas para esos usos, como son: contenido de agua, poder calorífico y máxima concentración de compuestos ácidos. Entre las etapas para el tratamiento de una corriente de gas natural tenemos la eliminación de los compuestos ácidos como H 2 S y CO 2. Esto es debido a la alta toxicidad del H 2 S, el efecto reductor en el poder calorífico que ocasiona el CO 2, y también por la alta corrosividad del H 2 S y CO 2 en presencia de agua líquida. La potencialidad de la corrosión de un gas esta relacionada con las presiones parciales de los componentes ácidos presentes en la corriente de gas, y los tipos de corrosión inducen sin las siguientes: corrosión bajo tensión (SSCC), y corrosión inducida por hidrógeno (HIC), así como también corrosión química. Existen varias técnicas para la eliminación de H 2 S y CO 2, entre las más usadas están los procesos de absorción con soluciones acuosas de aminas. Otras de las etapas en el tratamiento de una corriente de gas, es la eliminación del agua contenida en ella, ya que cualquier variación en la temperatura y presión puede resultar en la condensación del agua, y por lo tanto en la formación de hidratos, esto trae como consecuencia: taponamiento de tuberías y válvulas, problemas en equipos rotativos, etc. La formación de agua líquida crea las condiciones para corrosión, si el CO 2 y el H 2 S está presente. La especificación del contenido de agua en una corriente de gas natural se establece de acuerdo al uso posterior del gas, p.e., gas para transmisión, Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-4

11 extracción de líquidos usando una planta criogénica, etc. Entre los procesos para la eliminación del agua, tenemos deshidratación utilizando como solvente trietilenglicol (TEG) y el uso de tamices o mallas moleculares. 4.- DEFINICIÓN DE NIVELES MÁXIMOS DE CONTAMINATES. Las especificaciones de calidad del gas en cuanto al contenido máximo de contaminantes permitido es función de criterios adoptados por las industrias y en particular por PDVSA. Estos criterios indican la necesidad de someter al gas natural a un proceso de endulzamiento y/o deshidratación para la remoción de compuestos tales como: CO 2, H 2 S, RSH, COS, CS 2 y H 2 O. Los criterios mencionados provienen del cumplimiento de normas orientadas hacia la protección de las instalaciones contra corrosión interna, garantizar la calidad de gas destinado al mercado interno, requerimientos de calidad del gas de alimentación a plantas de extracción de líquidos, protección al medio ambiente y seguridad personal. En la tabla 3, se muestra los criterios para la definición de calidad de gas según el propósito deseado. Para el gas a ventas, es necesario que cumpla con la calidad mostrada en esta tabla, donde el contenido del CO 2 debe ser bajo, ya que muchas negociaciones de ventas de gas se hacen en base al valor calorífico del mismo, y este compuesto tiene la particularidad de bajar el poder calorífico del gas natural. Las concentraciones del H 2 S y otros gases sulfurados también deben ser bajos para evitar problemas de corrosión, salud, etc. Compuestos Gas Gas a procesar Corrosión Seguridad y protección industrial CO2 6% 6% Manejable cualquier composición si se garantiza que no hay agua líquida H2S 4 ppmv 12 ppmp HIC: 6 ppmv SSCC: 42 ppmv RSH COS + CS2 H2O 1 grano/100 pcs 0.2 granos/100 pcs 4 lbs/mmpcn (22 F) Asume presión de 1200 psi y presencia de agua líquida Leyenda: HIC: Hidrogen Induced Corrosion SSCC: Sulfide Stress Corrosion Cracking. 10 ppmv (máximo en un ambiente por 8 hrs) ppmv según MARNR (promedio de 1 hr continua) 5 ppmv ppmv lbs/mmpcn (32 F) No debe existir agua líquida Tabla 3. Criterios para la definición de calidad de gas --- Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-5

12 A fin de evitar la corrosión interna de líneas y equipos es necesario garantizar que no exista agua en forma líquida y así mismo los contenidos de H 2 S no deben sobrepasar los niveles de 6 ppmv (Hydrogen Induced Corrosion) y 42 ppmv (Sulfide Stress Corrosion Cracking) para las condiciones de 1200 lpc de presión. En cuanto a seguridad y protección ambiental, el MARNR se ha propuesto un proyecto de ley, en el cual se regulan los niveles de contaminantes en la atmósfera. Específicamente para el H 2 S se fijó un parámetro de 0.03 ppmv a nivel del suelo. Por otra parte la OSHA fija un nivel de 10 ppmv máximo de H 2 S en ambiente de trabajo para períodos de 8 horas diarias continúas. 5.- PRINCIPIOS GENERALES DE ABSORCIÓN DE GASES. La absorción de gases es una operación unitaria en la cual se disuelven en un líquido uno o más componentes solubles de una mezcla de gases. La absorción puede ser un fenómeno puramente físico, p.e., absorción de agua en glicol, o incluir la disolución de los componentes a absorber, seguida por una o varias reacciones químicas de uno o mas componentes en la solución líquida, directos entre un vapor y un líquido puede ser una torre rellena con material sólido empacado, o una torre que contiene cierto número de platos o bandejas del tipo de burbujeo, válvulas o agujerados. En general, en el contactor las corrientes de gas y líquido fluyen en sentido contrario una de la otra, para obtener el mayor gradiente de concentraciones y por lo tanto, una velocidad de absorción alta (fig. 1). Se pueden distinguir tres etapas básicas para el diseño de una torre de absorción: b.obtención de datos sobre las relaciones de equilibrio de vapor- líquido: Estos se requieren para determinar la cantidad de líquido que es necesaria para absorber los componentes solubles del gas, p.e. tasa de circulación de glicol. c. Obtención de datos sobre las condiciones de operación de vapor-líquido: Se necesitan datos flujométricos de vapor y líquido, con el fin de determinar el área necesaria de sección transversal y el tamaño del equipo. d.cálculos de balances de masa y energía: Se utilizan los datos de equilibrio y el balance de masa, en combinación con las ecuaciones fundamentales para el cálculo de etapas de equilibrio (platos teóricos o unidades de transferencia) que se requiere para la selección deseada. Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-6

13 Entrada de líquido absorbente Salida de gas Entrada de gas Salida de líquido absorbente Fig. 1. Esquemático de la torre de absorción 6.- CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACCIONAMIENTO O DESTILACIÓN EN ESTADO ESTABLE. Los procesos de separación alcanzan sus objetivos mediante la creación de varias zonas que coexisten y que tienen diferentes condiciones de presión, temperatura y composición o fase. Cada componente de la mezcla que se vaya a separar reaccionará de modo diferente ante los diversos ambientes presentes en esas zonas. En consecuencia, el sistema tiende a desplazarse hacia el equilibrio, cada componente establecerá una concentración diferente en cada zona y esto da como resultado una separación entre los componentes que forman la mezcla. El proceso denominado fraccionamiento o destilación utiliza las fases de vapor líquido, esencialmente a la misma temperatura y presión, para las zonas coexistentes. Para poner en contacto íntimo las dos fases se pueden utilizar cualquier tipo de interno, tales como platos o bandejas, empaques, etc. Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-7

14 En la fig. 2 se muestra en forma esquemática una columna típica de fraccionamiento y sus principales accesorios. La corriente de alimentación que se desea separar se introduce a lo largo de la torre. Debido a la diferencia de gravedad entre las fases, el líquido se desplaza hacia debajo de la columna, fluyendo en cascada de plato en plato, mientras que el vapor asciende por la columna, para entrar en contacto con el líquido de cada uno de los platos. El líquido que llega al fondo de la columna se vaporiza parcialmente en un rehervidor, y es retornado a la torre. El resto del líquido se retira como producto de fondo. N Vapor Tope N 1 N 2 N 3 Reflujo Líquido Tope n + 1 n Alimentación f + 1 f M + 1 M m + 1 m 3 2 N QR Líquido Fondo Fig. 2. Esquema Columna Fraccionamiento Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-8

15 El vapor que llega a la parte superior de la columna se enfría y se condensa como líquido en el condensador, dependiendo del tipo de condensador la corriente puede condensarse parcial o totalmente. Parte de este líquido regresa a la torre como reflujo y el resto de la corriente se retira como producto tope. Este patrón de flujo a lo largo de la columna proporciona un contacto en contra corriente de las corrientes de vapor líquido en todos los platos de la columna. Las fases de vapor y líquido en un plato dado tienden al equilibrio, hasta un punto que depende de la eficiencia del plato. Los componentes más ligeros o de punto de ebullición más bajo tienden a concentrarse en la fase de vapor, mientras que los más pesados o de punto de ebullición más alto tienden a quedarse en la fase líquida. El resultado es una fase de vapor que se hace más rica en componentes livianos al ir ascendiendo por la torre, y en una fase líquida que se va haciendo cada vez más rica en componentes pesados, conforme desciende en cascada. La separación que se logra entre el producto de tope y fondo depende principalmente de las volatilidades relativas de los componentes, el número de bandejas de contacto y de la relación de reflujo. 7.- CONCEPTO DE ETAPA DE EQUILIBRIO. Los procesos de transferencia de masa y energía de una columna real son demasiados complicados para modelarlos con facilidad en forma directa. Esta restricción se supera mediante el uso del modelo de etapas de equilibrio. Por definición, las corrientes de vapor y líquido que salen de un plato N están en equilibrio entre si y se pueden utilizar las relaciones termodinámicas para relacionar las concentraciones de ambas corrientes, (fig. 3), luego se diseña una columna hipotética que se compone de etapas de equilibrio (platos teóricos) para realizar la separación especificada por la columna real. Posteriormente se convierte el número de etapas de equilibrio a un número dado de platos reales, por medio de la eficiencia de los platos, que representa el punto hasta donde el rendimiento de una bandeja real de contacto corresponde al rendimiento de un plato teórico. Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-9

16 Fig.I-3. Esquemático de Etapa de Equilibrio En la tabla 4 y 5 se presentan algunos valores de eficiencia relacionadas con la viscosidad y la volatilidad de los compuestos a separar. Viscosidad CP Gunnes y otra data graficada Vs. viscosidzad reciprocante en Maxwell 1 (viscosidad promedio de líquidos en platos) Drickmer y Bradford correlación graficada en Ludwing (viscosidad molar promedio de alimentación) Tabla 4. Eficiencia Global por Plato en el Fraccionador, % 1 Tomada de Data Book on Hydrocarbons, Maxwell Extrapolada 3 Maxwell (1) explica como es posible la eficiencia por encima del 100% Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-10

17 Valores del Factor de Correlación (El factor es diferente para fraccionadotas y absorbedoras, como se muestra Fraccionadotas (1) (a prom.) (m prom) Absorbedoras (2) (HP / m. r / KMm) Eficiencia (1) Fraccionadotas = (volatilidad relativa de componentes claves) (viscosidad de alimentación en CP). La volatilidad se toman a condiciones promedio de la torre. Entre el tope y el fondo. (2) H = constante de la Ley de menry. Mol/PS (ATM). P = Presión, ATM. µ = viscosidad, CP. ρ = densidad, LBS/ps. K = constante equilibrio componentes claves. M = peso molecular liq. Tabla 5. Eficiencia Global por Plato, % (O Connell 8.- PRINCIPIOS GENERALES DE ADSORCIÓN. La adsorción se define como el contacto que se establece entre una fase de fluida, (gas o líquido), con una fase de macropartículas rígidas y permanente (sólido), que tiene propiedad de retener en forma selectiva uno o más componentes contenidos originalmente en el fluido. En general, es necesario recuperar y reutilizar el material adsorbente, por tanto, deben existir condiciones favorables para su regeneración. En la fig. 4, se ilustra una representación esquemática de los medios de captación y retención de componentes en una macropartícula. Loa adsorbentes son materiales naturales obtenidos de estructura macrocristalina, cuyas superficies porosas internas son accesible para la combinación selectiva de componentes, entre los más comunes tenemos: carbón activado, sílica, gel, alúmina activada, diferentes tipos de arcillas y los más comunes en la industria petrolera son los tamices moleculares. Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-11

18 Fig. 4. Formas de captación dentro de la partícula del adsorbente Ing. Jorge Barrientos, MSc. 1-12