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Universidad Aquino de Bolivia UDABOL

CALCULO DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO CON AMINAS

1. INTRODUCCION En los campos petroleros de la amazonia se produce petróleo al cual está asociado el gas natural y el agua de formación. Actualmente en la mayoría de campos el gas natural es quemado en teas y mecheros como un subproducto sin valor. De manera similar se procede en los centros de facilidades de producción donde el gas en proceso, es utilizado como gas blanket para mantener las presiones en los procesos y equipos, luego de ello se lo envía a quemar en teas o mecheros. Al quemar el gas se está quemando dinero, se desperdicia sus propiedades como combustible de excelente calidad. La quema indiscriminada del gas natural en teas y mecheros además provoca un impacto ambiental porque este es un gas no tratado que se combustiona con todos sus contaminantes.

2. OBJETIVOS

2.1. Objetivo general

Analizar la utilización de aminas más adecuada para el proceso de endulzamiento del gas natural asociado a la explotación petrolera en un campo determinado del Oriente evitando su quema en teas y mecheros. 2.2. Objetivos específicos -Determinar la rata de circulación y remoción del gas acido de cada uno de estos solventes químicos. -Determinar los principales parámetros de diseño de un sistema convencional de tratamiento de la MEA y DEA.

-cálculo de tamaño de las torres principales con la tabla 2-5

3. MARCO TEORICO

El gas natural existe en la naturaleza bajo presión en rocas reservorios en la corteza terrestre ya sea en relación con hidrocarburos livianos, hidrocarburos más pesados, agua, o solos, también es producido en un reservorio similar o junto con petróleo crudo. El gas natural se ha formado por la degradación de la materia orgánica acumulada en los millones de años. Dos principales

Ing. gomez edward 1


mecanismos biogénico y termogénico son responsables de esta degradación. El gas biogénico se forma a poca profundidad y bajas temperaturas por la descomposición anaeróbica bacteriana de materia orgánica sedimentaria. En contraste, el gas termogénico se forma en zonas más profundas por craqueo térmico de materia orgánica sedimentaria en hidrocarburos líquidos y de gas (este gas cogenético con petróleo y es llamado gas termogénico primario) y el craqueo térmico del petróleo a altas temperaturas en gas (gas termogénico secundario). Gas Biogénico consiste casi enteramente de metano. En contraste, el gas termogénico también puede contener concentraciones significativas de etano, propano, butano, y más hidrocarburos pesados. Dado que el gas natural es el petróleo en estado gaseoso, siempre va acompañado por el petróleo que está en estado líquido. Hay tres tipos de gases naturales: de gas asociado, gas seco, gas condensado. Los reservorios de gas natural, al igual que los reservorios de petróleo, están formados por rocas porosas y permeables ubicadas en el subsuelo. Un conjunto de reservorios similares constituye un yacimiento. 3.1. El gas natural se encuentra: En los reservorios de petróleo, donde, si el gas está disuelto o separado pero en contacto con el petróleo se le denomina gas asociado. En reservorios de gas seco, cuyo nombre proviene del bajo contenido de líquidos disueltos en el gas (menor a 10 barriles de líquidos por millón de pies cúbicos de gas) en cuyo caso se le denomina gas no asociado. En reservorios de gas condensado, cuyo nombre proviene por la cantidad apreciable de líquidos contenidos en fase vapor en el reservorio (entre 10 a 250 barriles de líquidos por millón de pies cúbicos de gas. A este gas también se le denomina gas no asociado. 4. COMPOSICION QUIMICA DEL GAS NATURAL El gas natural se encuentra en los yacimientos acompañados de otros hidrocarburos, que se aprovechan en los procesos de extracción y el procesamiento de los productos principales. En vista, de esto es que dependiendo de qué productos le acompañen, se le denomina gas seco o gas húmedo. Si el gas que predomina es el metano (CH4), el cual pertenece a la serie parafínica, en donde los átomos de carbono y de hidrógeno se unen para formar cadenas sencillas, que se simbolizan como CnH2n+2. Los hidrocarburos que responden a esta fórmula se denominan Hidrocarburos Saturados Normales.

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El primer compuesto de esta serie es el Metano, cuya fórmula química es (CH4), pero en forma práctica se simbolizara simplemente como (C1), simbología que se utilizará con todos los hidrocarburos que conforman la serie parafínica. Luego el siguiente Hidrocarburo es el Etano cuya fórmula química es (CH3CH2), será simplemente (C2). A continuación viene el Propano (CH3CH2CH4) (C3). Si el gas que sale del yacimiento contiene, también Butano (CH3CH2CH2CH3) (C4) o fracciones más pesadas en cantidades suficiente, será un gas húmedo. En la Tabla 1, se indica los componentes básicos del gas natural.

Tabla 1. Composición Química del gas

Componente Fórmula Química

Estado Físico Composición %

Metano (C1) CH4 Gaseoso 55,00-98,00 Etano (C2) C2H6 Gaseoso 0,10-20,00 Propano (C3) C3H8 Gaseoso 0,05-12,00 n-Butano (nC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80 IsoButano (iC4) C4H10 Gaseoso 0,01-0,80 n-Pentano (nC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80 i-Pentano (iC5) C5H12 Líquido 0,01-0,80 n-Hexano (nC6) C6H14 Líquido 0,01-0,50 n-Heptano (nC7) C7H14 Líquido 0,01-0,40 Nitrógeno N2 Gaseoso 0,10-5,00 Dióxido Carbónico

C02 Gaseoso 0,20-30,00

Oxígeno 02 Gaseoso 0,09-30,00 Sulfuro de Hidrógeno

H2S Gaseoso Trazas-28,00

Helio He Gaseoso Trazas-4,00

La Torre Leonardo, Schlumberger (2008).

Tabla 2. Principales contaminantes de un gas

Componente Fórmula Química Sulfuro de Hidrógeno H ₂ S

Monóxido de Carbono CO

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Dióxido de carbono CO ₂

Sulfuro de Carbonilo COS Disulfuro de Carbono CS ₂

Mercaptanos RSH Nitrógeno N ₂

Agua H ₂ O

OXIGENO O ₂

5. NORMATIVA PARA EL GAS NATURAL

Para el manejo y uso del gas natural existen Normas que deben ser aplicadas correctamente, teniendo como finalidad establecer las características y especificaciones que deben cumplir el gas natural que se conduzca en los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, para preservar la seguridad de las personas, medio ambiente e instalaciones de los permisionarios y de los usuarios, siendo así que países como México emplean la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SUCRE-2003, CALIDAD DEL GAS NATURAL y Argentina con la resolución 259 del 2008. Ecuador maneja la Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2 489: 2009. Esta norma establece los requisitos que debe cumplir el gas natural; como lo muestra la Tabla . Tabla 3. Requisitos del gas natural según la NTE 2489: 2009

REQUISITOS UNIDAD MÍNIMO MÁXIMO MÉTODOS DE ENSAYO

Poder calorífico superior

MJ/m³ 35,42 43,12 ASTM D 1945 ASTM D 3588 ISO 6976

Indice de Wobbe

MJ/m³ 45,8 50,6 ASTM D 3588 ISO 6976

Sulfuro de hidrogeno (H ₂ S)*

mg/m³ ---- 6,1 ASTM D 4048

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Azufre total (S)**

mg/m³ ---- 15,0 ASTM D 5504 ASTM D 6228

oxígeno*** % ---- 0,2 ASTM D 4530

Inertes φ Nitrógeno (N2) φ Dióxido de carbono (C02)**** φ Total de inertes

% % %

---- ---- ----

5,0 3,0 5,0

ASTM D 1945

Humedad (H ₂ O)*****

mg/m³ ---- 65 ASTM D 1142

Contenido de licuables a partir del propano (C ₃ )****** O bien temperatura de roció de hidrocarburos de 1 a 8 000 kPa

l/m³ K(°C)

--- ---

0,045 271,15(2)

ASTM D 1945 ISO 6975 ASTM D 1142 ASTM D 1945 ISO 6975

Metanos % 80

Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2 489: 2009 Esta Norma se aplica al gas natural seco, nacional o importado, que se suministre en el país para consumo final de los sectores industrial, automotriz, residencial y comercial entre otros.

6 TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL El gas natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su distribución y consumo. Por esta razón, en la mayoría de los casos, los campos productores de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de tratamiento. En ellos el gas procedente de los pozos se adecua para el uso industrial.

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7 PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O DESACIDIFICACIÓN Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H₂S) y Dióxido Carbono (CO₂). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (COS) y el Disulfuro de Carbono (CS₂), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. El proceso de endulzamiento data, desde hace muchos años. Y en la actualidad se dispone de procesos altamente específicos, con solventes y aditivos complejos, que hacen que el endulzamiento sea de una gran eficiencia, en vista que muchos otros procesos del gas dependen de este.

El proceso de endulzamiento se puede realizar a través de: Procesos de Absorción Procesos de Adsorción Remoción con Membranas 7.1. Endulzamiento del gas natural a través del proceso de absorción La absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidos, este es un proceso en donde un líquido es capaz de absorber una gaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción se realiza utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos. Endulzamiento del gas natural a través de la absorción de gases: Las condiciones del gas a tratar son: concentración de impurezas; temperatura y presión disponible; volumen de gas a procesar; composición de hidrocarburos; selectividad de los gases ácidos por mover; especificaciones del gas ácido residual. Los procesos de endulzamiento se pueden clasificar de acuerdo al tipo de reacción que presente:

Absorción Química (proceso de Amina) Absorción Física (solvente Físicos) Combinación de ambas técnicas. Proceso de Aminas

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En general de las soluciones utilizadas para la remoción de H₂S y CO₂ de una comente gaseosa, las etanol aminas son las que tienen mayor aceptación. Debido a su reactividad, disponibilidad de agentes químicos, bajos costos de operación y alta experiencia en la industria de endulzamiento de gas. El proceso de endulzamiento: Aminas, podemos observar en la Figura 1.

Absorción con aminas Repsol YPF, ( 2010) 7.2 Proceso de Absorción con Solventes Físicos

Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. En estos procesos el calor de reacción es menor que el calor de reacción con solventes químicos. Aquí el proceso tiene mayor efectividad, cuando se trabaja con una alta presión parcial del gas ácido y bajas temperaturas. Si el solvente físico se utiliza para la remoción del (C02), la regeneración del solvente puede realizarse simplemente por reducción de la presión de operación. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas en forma simultánea. 3 Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos

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Estos procesos trabajan con combinaciones de solventes químicos y físicos, es lógico que presenten las características de ambos. La regeneración del solvente se logra por separación en etapas múltiples y fraccionamiento. Estos solventes pueden remover todos los gases ácidos, incluso el COS; CS2 y mercaptanos. La selectividad hacia él (H2S) se obtiene ajustando la composición del solvente y/o el tiempo de contacto .La solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, no presenta un .grave problema, para la eficiencia del proceso. 7.3 Proceso de endulzamiento por mallas moleculares Se pueden utilizar para absorber físicamente los gases ácidos y luego se regeneran utilizando elevada temperaturas o disminuciones de la presión. Las mallas moleculares son consideradas un método sofisticado, por lo tanto se utilizan fundamentalmente, cuando necesitan eliminar pequeñas cantidades de gas ácido. 7.4. Proceso de endulzamiento por adsorción Los procesos de adsorción, en general se caracterizan por adsorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de gas natural. El proceso, también lleva asociado calor de la solución, el cual es considerablemente más bajo que el calor de reacción de los procesos de reacción con solventes químicos. La carga de gas ácido en los solventes físicos o en los procesos de adsorción es proporcional a la presión parcial del componente ácido del gas que se desea tratar.

8. CONSECUENCIA DE NO ENDULZAR La principal consecuencia de no realizar el proceso de endulzamiento del gas es la corrosión. La corrosión es una condición operacional que se debe manejar en todas las instalaciones de endulzamiento. El tipo de solución endulzadora y su concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de corrosión. Los lugares más propensos a la corrosión son el rehervidor, el intercambiador de calor y el generador, debido a las temperaturas elevadas que se manejan. 9. FACTORES INVOLUCRADOS EN LA SELECCIÓN DE UN MÉTODO DEENDULZAMIENTO. El procedimiento de selección de un método de endulzamiento tiene una gran importancia y los factores que están involucrados en la selección del proceso de endulzamiento son:

-La afinidad del solvente o los gases ácidos con los hidrocarburos

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-Degradación de los solventes por la presencia de oxígeno o trazas de componentes contaminantes. -Costos operativos y confiabilidad del proceso -Condiciones climáticas y toxicidad o reactivo -Disposición de los subproductos 10. PROCESOS DE TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL CON MEA Y DEA

Para la instalación de las unidades de endulzamiento del gas proveniente de la compresión de baja presión será necesario instalar dos torres principales (uno de baja y uno de alta temperatua ).Para utilizar cualquier Gas es necesario conocer cuáles son sus propiedades Físico-Químicas y su composición

10.1 EJEMPLO 1:

Un flujo de gas de 3.85 MMscf ( γ = 1.2, Z = 0.93) con un contenido de gas ácido de 1.9 % mol de CO2, 0.1 % mol de H2S y 1.4 % mol de N2, se alimenta a una absorbedora a 120 °F y 385 psia, para retirarle el CO2 ,H2S y N2 y con un solvente químico. Los solventes a considerar son MEA, DEA

Determinar la rata de circulación y remoción de gas ácido de cada uno de estos solventes, si las concentraciones son 20 y 30 % peso respectivamente, y las cargas molares 0,33y 0,5 moles de gas ácido/mol de solvete respectivamente.

Estimar el diámetro interno de una absorbedora de MEA, DEA con la ecuación de velocidad vertical si K = 0,13.

Tabla 4. Resultado de la cromatografía del gas natural obtenido del NPFRepsol

Gas composición gas natural REPSOL

Formula Química

% Peso

Nitrógeno N2 2.12 Metano CH4 71.71 Dióxido de Carbono

CO2 4.5

Etano C2H6 11.14 Sulfhídrico H2S 0.1 Agua H 2O 2.6

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Propano C3H8 1.09 I-Butano C4H10 1.27 n-Butano C4H10 1.11 I-Pentano C5H12 1.2 n-Pentano C5H12 1.04 I-Hexano C6H14 0.1 n-Hexano C6H14 1.09 I-Heptano C7H16 0.95

Las condiciones de trabajo para la utilización del Gas son:

Temperatura 120 º F (48,9 C) ,580 °R Presión: 385 psia Caudal: 3´85 MMPCD Cálculos de las Propiedades Físicas: a) Calculamos el Número de Moles de cada Gas en la mezcla

[1.1]

Dónde:

= Numero de moles de gas en la mezcla = Peso del Gas en la Mezcla en base a 100gr de peso total

Peso Molecular del Gas

Realizamos este cálculo para cada componente de la mezcla

La sumatoria resulta en el Número de Moles totales

b) Calculamos la Fracción Molar de cada Gas en la Mezcla

Ing. gomez edward 10


[1.2] Dónde:

Fracción molar del gas en la mezcla : numero de moles del gas en la mezcla : numero de moles totales

De esta forma se calcula la fracción molar debe cada elemento en la mezcla; la sumatoria debe resultar =1.0. c) Calcular el Peso Molecular de la Mezcla Gaseosa [1.3] Dónde:

= fracción molar del gas en la mezcla Peso molecular del gas (datos tomadas del manual de la GPSA capítulo

23)

18.923 gr/gr mol 18.923 lb/ lb mol 18.923 Kg/Kg mol d) Los resultados globales se presentan en la Tabla 5. Tabla 5. Cálculos- Resultados

Gas composición

Formula Química

% Peso

numero de

moles (ni)

% moles

peso molecular

peso molecular

fracción molar componente mezcla

xi (g/g-mol) (g/g-mol)

Nitrógeno N2 2.12 0,076 1,43 0,014 28,013 0,401

Metano CH4 71.71 4,47 84,57 0,846 16,043 13,567



Dióxido de Carbono CO2 4.5 0,102 1,93 0,019 44,01 0,851

Etano C2H6 11.14 0,37 7,01 0,07 30,07 2,108

Sulfhídrico H2S 0.1 0,003 0,06 0,001 34,082 0,019

Agua H 2O 2.6 0,144 2,73 0,027 18 0,492

Propano C3H8 1.09 0,025 0,47 0,005 44,097 0,206

I-Butano C4H10 1.27 0,022 0,41 0,004 58,123 0,24

n-Butano C4H10 1.11 0,019 0,36 0,004 58,123 0,21

I-Pentano C5H12 1.2 0,017 0,31 0,003 72,15 0,227

n-Pentano C5H12 1.04 0,014 0,27 0,003 72,15 0,197

I-Hexano C6H14 0.1 0,001 0,02 0 86,177 0,019

n-Hexano C6H14 1.09 0,013 0,24 0,002 86,177 0,206

I-Heptano C7H16 0.95 0,009 0,18 0,002 100,204 0,18

total 5,286 100 1 18,923

e) Gas Ideal y Gas Real Cuando un Gas está relativamente a altas temperaturas (sobre 80ºC) y a bajas presiones (hasta 3 atmosferas) se comporta como gas ideal y cumple las leyes que cuantifican este comportamiento (ver ecuaciones 2.4). Pero si las condiciones cambian, disminuye la temperatura y se incrementa la presión, el gas se comporta como gas real y debe introducirse en la ecuación general de los gases ideales un factor de corrección denominado “Factor de Comprensibilidad z” que por definición es:

[1.4] Las Condiciones Reales son las de trabajo del Gas sea que este dentro del pozo, fuera del pozo o vaya a ser utilizado. Las Condiciones Estándar pueden ser tomadas como Ideales, estas son:

Presión = 14,7 psia Temperatura= 0ºC ( 273,15 ºC)



Pero para la industria Hidrocarburifero, Gasífera y para transacciones comerciales las condiciones estándar son:

Presión = 14.7 psia Temperatura = 15,56 ºC (60ºF) Para Gas Ideal y Condiciones Estándar el valor de Z= 1, para condiciones Reales se debe introducir en todos los cálculos el valor del Factor de Compresibilidad Z. Según datos de campo el Gas Natural recuperado para poder introducirse a la turbina dual G2170 B (Ver numeral 3.12.2) debe estar a una presión constante de 385 psia, si la presión no es constante la turbina se apagaría por baja presión de combustible por tanto se realizaran los cálculos para esta presión de trabajo y la temperatura del gas de 120ºF. El cálculo del valor de “Z” para un Gas puro se realiza en laboratorio para aplicar la ecuación [4.4] pero para mezclar gaseosos como es el Gas Natural se debe calcular mediante las condiciones Pseudocriticas presión y temperatura que son propiedades de cada Gas en la Mezcla. Presión Crítica.- Es la presión necesaria para licuar el gas a esa Temperatura. Temperatura Crítica.-de un gas es la temperatura máxima a la que puede licuarse. Estas son las Condiciones a las cuales se licuan un Gas.



Campbell Stanley 2002 A continuación en la Tabla 6. Se indica las propiedades críticas para cada componente de la mezcla gaseosa y el cálculo del valor de Z. Tabla 7. Cálculos - Resultados.

GASFRACCION MOLAR Tc Pc Tc*Xi Pc*Xi

N2 0,014 227,2 492,8 3,253 7,056METANO 0,846 343 667 290,062 564,056CO2 0,019 547,4 1069,5 10,589 20,689ETANO 0,07 549,6 707,8 38,521 49,609H2S 0,001 672,1 1300 0,373 0,722AGUA 0,027 1165,14 31,97 31,841 0,874PROPANO 0,005 665,7 616,3 3,113 2,882I-BUTANO 0,004 734,1 527,9 3,035 2,182n-BUTANO 0,004 765,3 551 2,765 1,991i-PENTANO 0,003 828,8 490,4 2,608 1,543n-PENTANO 0,003 845,5 488,7 2,306 1,333i-HEXANO 0 911,46 439,5 0,2 0,096n-HEXANO 0,002 913,32 430,7 2,186 1,031


Diagrama de fases (composición). 2Figura


i-HEPTANO 0,002 972,36 397,4 1,744 0,713TOTAL 1 392,596 654,777

f) Calculo de la temperatura pseudocritica del gas en la mezcla [1.5] Dónde:

= Temperatura pseudocritica del gas en la mezcla (ºR) = Fracción molar del gas en la mezcla

= Temperatura crítica del gas , valores tomados del Manual de la GPSA (Gas Processors Supliers Association), Sección 23, Physical Properties.

Ejemplo: ºR

Se realiza este cálculo para cada componente de la Mezcla y se obtiene una temperatura pseudocritica de la mezcla, que es la sumatorio de en este caso resulta en 392.60 ºR g) Calculo de la presión pseudocritica del Gas en la mezcla [1.6] Dónde:

= Presión pseudocritica del gas en la mezcla (lpca) = Presión critica del gas (valores tomados del Manual de la GPSA).

Se realiza este cálculo para cada componente de la mezcla y se obtiene una presión pseudocritica de la Mezcla que es la sumatoria de , en este caso resulta 666.736 lpca.

h) El cálculo del valor de Z.- se realiza mediante interpolación en gráficos especializados como tomado del Manual de la GPSA, Figura 23-4.



Manual de la GPSA. Capítulo 23 Para interpolar en el grafico se necesita las condiciones de temperatura y presión pseudo reducida de la mezcla gaseosa los mismos que se definen a continuación: Temperatura:

[1.7] Dónde:

= Temperatura Pseudo reducida de la mezcla (ºR) (120ºF +460)= 580 ºR = Temperatura de trabajo del sistema del Gas (ºR)

= Presión Pseudo critica de la mezcla Gaseosa (ºR) Así:

Presión:

[1.8] Dónde:

= Presión pseudo reducida de la mezcla (lpca) Presión de trabajo del sistema del gas (lpca) Presión pseudo critica de la mezcla gaseosa (lpca)

Con estos datos se realiza la Interpolación en el gráfico 23.4 de la GPSA, el resultado es . El poder calórico es una propiedad indispensable de un gas combustible para su utilización la Norma Ecuatoriana NTE 2 489:2009 Gas Natural Requisitos, el gas natural para su utilización debe tener mínimo 35.42 y máximo 43.12 MJ/M3

de poder calórico superior. k) Calculo de la gravedad especifica de la mezcla:

La gravedad específica de un gas se define como:

[1.9] Desde la ecuación general de los gases , se deduce que:



[1.10]

Presión a la que está el gas (lpca)

= Peso Molecular

= Constante Universal de los Gases Temperatura absoluta a la que está el Gas (°R)

= Factor de compresibilidad (Adimensional) Reemplazando en la ecuación y tanto para el Gas como para el aire

Dónde:

= Peso Molecular del Gas

= Peso Molecular del aire = 28.96

El cálculo resulta en: l) Densidad del Gas.- Aplicamos la ecuación [1.10 ] en las condiciones de presión y temperatura de trabajo que son: 385 psia y 580°R

j) Rata de circulación requerida de MEA y DEA

DATOS:

Q = 3.85 MMscfdγ = 1.2Z = 0,93Solventes = MEA y DEAT = 120 °F (580 °R)P = 385 psia% AG = % CO2+%H2S+%N2=3.4K = 0,13



SOLUCIÓN:

De Figura 2-9 @ (20 % peso de MEA)



γ (MDEA )=1 ,035=ρ(MDEA )

ρ(agua)

ρ (agua) = 62,4 lb/ft3

ρ (MEA) = 1,008 * 62,4 = 62.8992 lb/ft3

γ (DEA )=1 ,035=ρ( DEA )

ρ(agua )

ρ (agua) = 62,4 lb/ft3

ρ (DEA) = 1,038 * 62,4 = 64.7712 lb/ft3

De la Figura 21-5 del GPSA,

PM(MEA) = 61.08 lb/lbmol

PM(DEA) = 105.14 lb/lbmol



Circ .(US gmp)=0 ,219∗PM(amina )∗Q*% AG

ML∗γ (amina )∗A% peso

Para MEA,

Circ .(US gmp)=0 ,219∗61 . 08∗3 .85∗3 . 40 ,33∗1 ,008∗20

=26 . 31 gpm

Para DEA,

Circ .(US gmp)=0 ,219∗105 . 14∗3 .85∗3 . 40,5∗1. 038∗30

=19 .35 gpm

k) Remoción del gas acido de cada uno estos solventes.

Remoción de gas ácido =

31 ,72∗ML∗γ(amina )∗A% peso

PM(amin a)

Para MEA,


31 ,72∗0 ,33∗1 ,008∗2061 .08

Remoción de gas ácido =3.41 (scf gas ácido/gal de MDEA)

Para DEA,


31 ,72∗0,5∗1 ,038∗30105 .14

Remoción de gas ácido = 4.697 (scf gas ácido/gal de K2CO3)

l) Diámetro para la absorbedora



V gas=K √ ρl−ρgρg =

0 ,13√62.8992−1 .21 .2

=0 .93ft/s

Ecuación de diámetro,

d=√59 ,4∗Q∗Z∗TP∗V gas , (pulgadas)

d=√59 ,4∗3 . 85∗0 ,93∗580385∗0 ,93

=18 .56 } {¿≈ 16” = 1.3ft

DISEÑO DE UN SISTEMA CONVENCIONAL DE TRATAMIENTO PARA LA MEA Y DEA.

a) Calor del rehervidor y los requerimientos de intercambio de calor.- se pueden estimar con la información de la Tabla 8. Tabla 8 estimativos de requerimientos de intercambio de calor

Duty, Btu/hQ

Área, ft2

ARehervidor (Fuego directo) 72 000 *gpm 11,30 * gpmHEX Amina rica/pobre 45 000 * gpm 11,25 * gpmEnfriador de amina con aire 15 000 * gpm 10,20 * gpmCondensador de reflujo 30 000 * gpm 5,20 * gpm

Fuente: “GPSA”

DATOS:Q = 3.85 MMscfdSolventes = MEA Y DEAP = 385 psig% AG = 3,4



MEA a 20 % en peso y DEA a 30% en peso

SOLUCIÓN:

MEA:

US gpm = 45*[(Q*y)/x]

US gpm = 45*[(3.85*3,4)/20] = 29.45 gpm

Calcular de los principales parámetros para los equipos de intercambio de calor con la Tabla 2-3

DEA:

US gpm = 45*[(Q*y)/x]

US gpm = 45*[(3.85*3,4)/30] = 19.64 gpm

Calculo de los principales parámetros para los equipos de intercambio de calor con la Tabla 8

Rehervidor tipo horno de fuego directo. DEA

Q = 72 000 * 19.64 = 1,41 * 106 Btu/hA = 11,3 * 19.64 = 221.32 ft2

Rehervidor tipo horno de fuego directo.MEA

Q = 72 000 * 29.45 = 2.12* 106 Btu/hA = 11,3 * 29.45 = 332.785ft2

Intercambiador de amina rica/pobre: MEA

Q = 45 000 * 29.45 = 1,32* 106 Btu/hA = 11,25 * 29.45 = 331.3125 ft2

Intercambiador de amina rica/pobre: DEA



Q = 45 000 * 19.64 = 883.8* 103 Btu/hA = 11,25 * 19.64 = 220.95 ft2

Enfriador de amina: MEA

Q = 15 000 * 29.45 = 441.75 * 103 Btu/hA = 10,2 * 29.45 = 300.39 ft2

Enfriador de amina: DEA

Q = 15 000 *19.64 = 294 * 103 Btu/hA = 10,2 * 19.64 = 200.328 ft2

Condensador de reflujo: MEA

Q = 30 000 * 24.95 = 748.5 * 103 Btu/h

A = 5,2 * 24.95 = 129.74 ft2

Condensador de reflujo: DEA

Q = 30 000 * 19.64 = 589.2 * 103 Btu/h

A = 5,2 * 19.64 = 102.128 ft2

b) Potencia en bombas y enfriadores con aire.- se estiman de la Tabla 9.

Tabla 9 Estimativos de requerimientos de potencia en bombas y enfriadores con aireBomba principal de amina gpm * psig * 0,00065 = hpBomba reforzada para amina gpm * 0,06 = hpBomba de reflujo gpm * 0,06 = hp Condensador aéreo gpm * 0,36 = hp

Fuente: “GPSA”

MEA

Bombas principales de amina:

hp = 24.95 * 385* 0,00065 = 6.24

Bombas de refuerzo para amina:



hp = 24.95 * 0,06 = 1.497

Bombas de reflujo:

hp = 24.95* 0,06 = 1,497

Condensador aéreo:

hp = 24.95 * 0,36 = 8.982

DEA

Bombas principales de amina:

hp = 19.64 * 385* 0,00065 = 4.91

Bombas de refuerzo para amina:

hp = 19.64 * 0,06 = 1.68

Bombas de reflujo:

hp = 19.64 * 0,06 = 1.1784

Condensador aéreo:

hp = 19.64 * 0,36 = 7.07

c) diámetro de la absorbedora.- de La Figura 2-10 se usa para estimar el diámetro De la absorbedora

fig. 2-10 diámetros de la absorvedora



Fuente: “GPSA”

De la Figura 2-10 (@ 385 psig y 3,85 MMscfd de gas), se determina el diámetro de la absorbedora;

MEA:* Diámetro de la absorbedora = 20“

DEA:* Diámetro de la absorbedora = 20“

d) dimensiones principales de otras vasijas.-de la Tabla 10 sirve para estimar las dimensiones principales de otras vasijas en una planta de aminas.



Tabla 10 Dimensiones aproximadas de vasijas para el proceso con aminas

Rata Circulaciónsol. gpm

DiámetroRegeneradora

Tanque Intermedio Acumulador de Reflujo Tambor FlashFiltro de Carbón

Activo

Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diámetro Longitud

10 16 24 72 16 36 24 72 16 84

25 24 42 96 24 48 42 96 24 84

50 30 48 144 30 96 48 144 30 96

100 42 60 192 42 96 60 192 42 96

200 60 84 288 60 96 84 288 60 96

300 72 84 384 72 96 84 384 72 96

400 84 96 384 84 96 96 384 84 96

Fuente: “GPSA”

MEA:

Cálculo de tamaño de las vasijas principales con Tabla 10. (@ 29.45gpm):

* Diámetro de regeneradora = 16” * Diámetro tanque intermedio = 24”

* Longitud tanque intermedio = 72 * Diámetro acumulador de reflujo = 16”

* Longitud acumulador de reflujo = 36” * Diámetro de tambor flash = 24”

* Longitud tambor flash = 72” * Diámetro filtro de carbón activado = 16”

* Longitud filtro de carbón activado = 84” DEA:

Cálculo de tamaño de las vasijas principales con Tabla 2-5. (@ 19.64gpm):

* Diámetro de regeneradora = 24” * Diámetro tanque intermedio = 42”

* Longitud tanque intermedio = 96” * Diámetro acumulador de reflujo = 24”

* Longitud acumulador de reflujo = 48” * Diámetro de tambor flash = 42”

* Longitud tambor flash = 96” * Diámetro filtro de carbón activado = 24”



* Longitud filtro de carbón activado = 84”

11. CONCLUSION:

Concluimos que la utilización de la DEA nos da un caudal de absorción de los gases ácidos mucho mayor que la MEA y un requerimiento energético menor para el proceso de endulzamiento, concordamos todos que utilizando la DEA obtendremos una mejor calidad de gas.

12. BIBLIOGRAFÍA: GPSA: TOMO I CAPITULO 2Gas Processors Association, Institucional, (2010). Manual de procesamiento del gas natural. Estados Unidos. Ecuatoriana, (2009), GAS NATURAL REQUISITOS, Ecuador, Institucional. Ortuño A., (2003), Mundo Del Petróleo. Origen, Usos Y Escenarios, México, Editorial Mac Graw-Hill. PDVA / CIED, (2010), Programa del gas, Venezuela, Institucional. Ramos, A, Fausto, R, (2010), Curso de Ingeniería del Gas Natural, Ecuador. Repsol-YPF, (2010), Curso de endulzamiento y deshidratación del gas natural. México.


http://www.buscalibros.cl/mundo-petroleo-origen-usos-ortuno-arzate-cp_4139474.htm

http://www.buscalibros.cl/mundo-petroleo-origen-usos-ortuno-arzate-cp_4139474.htm


ENDULZAMIENTO CON AMINAS

ESTUDIANTES:

AREVALO CHAMBI ANABEL:

COLQUE YAVI VANESSA:

ABIGAEL:

SALAZAR FLORES ROGER:

TERCEROS YUJRA RONALD ISRAEL

DOCENTE: ING. GOMEZ EDWARD

SEMESTRE:8 VO SEMESTRE



GRUPO: B

FECHA DE ENTREGA: 11 DE JUNIO DEL 2014


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