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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE GAS
OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN
DEL GAS NATURAL
EN PLANTAS DE EXTRACCIÓN DE LÍQUIDO
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Ing. María del Carmen Flores Pírela
Tutor: Prof. Jorge Barrientos
Maracaibo, enero de 2010
Flores Pírela, María del Carmen. Optimización del sistema de
deshidratación del gas natural en plantas de extracción de líquido.
(2010) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería.
División de Postgrado. Maracaibo Venezuela. 112 P. Tutor: Prof. Jorge
Barrientos.
RESUMEN
El presente trabajo tubo como objetivo recomendar estrategias que permitan
Optimizar el Sistema de Deshidratación del Gas Natural en la Planta de
Extracción de Líquido Tía Juana 2, con el propósito de hacer en primer lugar
un estudio al absorbente (Trietilenglicol), comprobar si las características de
los equipos involucrados en el sistema coinciden con las especificaciones de
diseño, para el buen funcionamiento de los mismos, así como simular el
comportamiento de las condiciones de operación del sistema de
deshidratación del gas y del sistema de Glicol en la planta compresora.
Específicamente en la fase de extracción de líquidos, se hace menester la
propuesta de recomendar estrategias en este ámbito y de esta forma,
adaptar estas a las necesidades de la industria, y así mejorar las prácticas
existentes con respecto a lo mencionado. Metodológicamente se realizaron
análisis de los estudios previos, utilizando una encuesta como instrumento
de recolección de datos para su posterior tratamiento estadístico, el cual
contemplo aspectos atinentes a procedimientos y normas, focalizadas en la
planta de extracción de líquidos del gas natural Tía Juana 2, donde los
informantes o encuestados fueron personas conocedoras de esta materia, los
cuales se encuentran ubicadas en diferentes áreas de la industria donde
existen plantas que desarrollan procesos de deshidratación del gas natural.
De hecho, los resultados permitieron fortalecer el andamiaje normativo para
optimizar el control de flujo en la planta de extracción de líquidos del gas
natural Tía Juana 2.
Palabras clave: Deshidratación, Glicol, Liquidos del Gas Natural, y Planta
Compresora Tía Juana 2.
E-mail del autor: [email protected]
Flores Pirela, Maria del Carmen. Optimization of the system of
dehydration of the natural gas in plants of extraction of liquid. (2010)
Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de
Postgrado. Maracaibo Venezuela. 112 P. Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
The present works tube like objective to recommend strategies that allow to
Optimize the System of Dehydration of the Natural Gas in the Plant of
Extraction of Liquid Aunt Juana 2, with the purpose of making a study in the
first place to the absorbent (Trietilenglicol), to check if the characteristics of
the teams involved in the system coincide with the design specifications, for
the good operation of the same ones, as well as to simulate the behavior of
the conditions of operation of the system of dehydration of the gas and of
the system of Glicol in the plant compresora. Specifically in the phase of
extraction of liquids, need the proposal is made of recommending strategies
in this environment and this way, to adapt these to the necessities of the
industry, and this way to improve the existent practices with regard to that
mentioned. Methodologically they were carried out analysis of the previous
studies, using a survey like instrument of gathering of data for their later
statistical treatment, which contemplate aspects atinentes to procedures and
norms, focalizadas in the plant of extraction of liquids of the gas natural Aunt
Juana 2, where the informants or interviewed they were people experts of
this matter, which are located in different areas of the industry where plants
that develop processes of dehydration of the natural gas exist. In fact, the
results allowed to strengthen the normative scaffolding to optimize the
control of flow in the plant of extraction of liquids of the gas natural Aunt
Juana 2.
Key words: Dehydration, Glycol, Natural Gas liquids, and Compressing Plant
Tia Juana 2.
Email of the Author: [email protected]
DEDICATORIA
Dedico el éxito alcanzado durante el desarrollo y culminación de esta
nueva etapa profesional a las siguientes personas.
A JEHOVA DIOS ante todo por guiarme, fortalecerme y darme la
sabiduría necesaria para poder alcanzar este logro.
A mi MADRE de quien me he inspirado para el logro de la superación y
ser el pilar fundamentar en mi vida ya que sin ella no hubiese alcanzado mis
metas.
A mi ESPOSO por su amor, comprensión y apoyo en todo momento,
gracias por ser tan especial. Te Quiero Mucho Mi Amor.
A mis HERMANAS especialmente SHEILA por estar allí en todo momento
apoyándome y motivándome y por ser mi ejemplo de superación.
A mi HERMANO WILLIE que aunque ya no este presente físicamente sé
que estaría lleno de alegría por el éxito logrado, ya que siempre estuvo
orgulloso de mí.
A todos mis SOBRINOS especialmente KHEILA y YOMAR que con su
amor y colaboración siempre han estado a mi lado compartiendo buenos y
malos momentos.
A TODOS LOS QUIERO MUCHO…
AGRADECIMIENTO
A la ilustre Universidad del Zulia División de postgrado de ingeniería por
haberme abierto sus puertas.
Al profesor JORGE BARRIENTOS, quien con su gran sabiduría,
experiencia y su comprensión me ayudo a lo largo de esta etapa de mi vida y
a enriquecerme profesionalmente. Al gran colaborador Muchas Gracias.
A los profesores jurados de mi tesis de grado, Ignacio Romero,
Orlando Zambrano. Gracias por su colaboración.
A todos los profesores, quienes con su sabiduría nos ayudan acrecentar
nuestros conocimientos.
A todo el personal de la División de Postgrado que allí labora, y a todas
las personas que de alguna u otra forma me ayudaron con su amistad,
asesoramiento y valiosos consejos para culminar esta nueva etapa
profesional.
A todos muchas gracias, Jehová dios los recompense.
TABLA DE CONTENIDO
Página
APROBACIÓN ............................................ ¡Error! Marcador no definido.
RESUMEN ............................................................................................ 2
ABSTRACT ................................................ ¡Error! Marcador no definido.
DEDICATORIA ........................................... ¡Error! Marcador no definido.
AGRADECIMIENTO ..................................... ¡Error! Marcador no definido.
TABLA DE CONTENIDO ............................... ¡Error! Marcador no definido.
LISTA DE TABLAS ...................................... ¡Error! Marcador no definido.
LISTA DE FIGURAS .................................... ¡Error! Marcador no definido.
INTRODUCCIÓN ........................................ ¡Error! Marcador no definido.
CAPÍTULO I............................................... ¡Error! Marcador no definido.
1.1. Planteamiento del Problema .... ¡Error! Marcador no definido.
1.2. Formulación del Problema ....... ¡Error! Marcador no definido.
1.3. Justificación de la Investigación¡Error! Marcador no definido.
1.4. Objetivos de la Investigación ... ¡Error! Marcador no definido.
1.4.1. Objetivo General ................. ¡Error! Marcador no definido.
1.4.2. Objetivos Específicos ........... ¡Error! Marcador no definido.
1.5. Delimitación de la Investigación .............. ¡Error! Marcador no
definido.
CAPÍTULO II ............................................. ¡Error! Marcador no definido.
2.1. Antecedentes de la Investigación ............ ¡Error! Marcador no
definido.
2.2. Bases Teóricas ....................... ¡Error! Marcador no definido.
2.2.1. Composición del Gas Natural ¡Error! Marcador no definido.
2.2.2. Características del Gas Natural ............ ¡Error! Marcador no
definido.
2.2.3. Usos del Gas Natural ........... ¡Error! Marcador no definido.
2.2.4. Uso de Líquidos del Gas Natural (LGN) .. ¡Error! Marcador no
definido.
2.2.5. Clasificación del Gas Natural . ¡Error! Marcador no definido.
2.2.6. Corrosión Asociada al Gas Natural ........ ¡Error! Marcador no
definido.
2.2.7. Deshidratación del Gas Natural ............ ¡Error! Marcador no
definido.
2.2.8. Métodos de Deshidratación del Gas Natural ¡Error! Marcador
no definido.
12
2.2.9. Características Generales de los Desencantes Líquidos ¡Error!
Marcador no definido.
2.2.10. Proceso de Deshidratación con Glicol .. ¡Error! Marcador no
definido.
2.2.11. Equipos Principales del Proceso de Deshidratación .... ¡Error!
Marcador no definido.
2.2.12. Glicol ................................ ¡Error! Marcador no definido.
2.2.13. Control de PH .................... ¡Error! Marcador no definido.
2.2.14. Simuladores de Proceso ..... ¡Error! Marcador no definido.
CAPÍTULO III ............................................ ¡Error! Marcador no definido.
3.1. Tipo de Investigación .............. ¡Error! Marcador no definido.
3.2. Diseño de la Investigación ....... ¡Error! Marcador no definido.
3.3. Técnicas e Instrumento de Recolección de Datos .......... ¡Error!
Marcador no definido.
3.4. Población – Muestra ............... ¡Error! Marcador no definido.
3.4.1. Población ............................ ¡Error! Marcador no definido.
3.4.2. Muestra .............................. ¡Error! Marcador no definido.
3.5. Fuentes y técnicas de recolección de Datos ... ¡Error! Marcador
no definido.
3.5.1. Fuentes Primarias ................ ¡Error! Marcador no definido.
3.5.2. Fuentes Secundarias ............ ¡Error! Marcador no definido.
3.6. Simulador PRO II v 8.1 ........... ¡Error! Marcador no definido.
3.7. Desarrollo del Modelo de Simulación ........ ¡Error! Marcador no
definido.
3.7.1. Simulación del Proceso con Datos Actuales . ¡Error! Marcador
no definido.
CAPITULO IV ............................................. ¡Error! Marcador no definido.
4.1. Análisis de las condiciones operacionales en la PCTJ-2 ... ¡Error!
Marcador no definido.
4.2. Evaluación de las Propiedades Físico-Químicas del Glicol ¡Error!
Marcador no definido.
4.3. Evaluación de las Propiedades Físico-Químicas del Gas .. ¡Error!
Marcador no definido.
4.4. Simulación del Proceso del Sistema de Deshidratación .. ¡Error!
Marcador no definido.
4.5. Resultados de la Simulación de Diseño .... ¡Error! Marcador no
definido.
4.5.1. Resultados Cromatograficos . ¡Error! Marcador no definido.
4.5.2. Resultados de la simulación actual ....... ¡Error! Marcador no
definido.
13
CAPITULO V .............................................. ¡Error! Marcador no definido.
5.1. Historia de la Planta Compresora Tía Juana 2 ¡Error! Marcador
no definido.
5.2. Descripción del Proceso de Deshidratación en la PCTJ-2 ¡Error!
Marcador no definido.
5.3. Propuesta para Optimizar el Sistema de Deshidratación ¡Error!
Marcador no definido.
CONCLUSIONES ........................................ ¡Error! Marcador no definido.
RECOMENDACIONES .................................. ¡Error! Marcador no definido.
BIBLIOGRAFÍA .......................................... ¡Error! Marcador no definido.
ANEXOS ................................................... ¡Error! Marcador no definido.
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
12
1. Porcentajes de los componentes del gas.¡Error! Marcador no
definido.
2. Contaminantes del gas natural. .......... ¡Error! Marcador no definido.
3. Temperatura de descomposición y concentración del glicol ........ ¡Error!
Marcador no definido.
4. Propiedades de los glicoles ................. ¡Error! Marcador no definido.
5. Análisis y métodos para muestras de glicol¡Error! Marcador no
definido.
6. Valores óptimos del glicol ................... ¡Error! Marcador no definido.
7. Población del área en estudio. ............ ¡Error! Marcador no definido.
8. Consumo de glicol en la PCTJ-2 .......... ¡Error! Marcador no definido.
9. Resultados del análisis de laboratorio. . ¡Error! Marcador no definido.
10. Composición del gas de entrada y salida de la deshidratadora ... ¡Error!
Marcador no definido.
11. Composición del gas (sin agua) laboratorio de ULE.¡Error! Marcador
no definido.
12. Composición del gas (con agua) Laboratorio de ULE.¡Error! Marcador
no definido.
13. Resumen de simulación fase vapor - líquido PCTJ-2 (Cadena A) . ¡Error!
Marcador no definido.
14. Resumen de simulación fase vapor - líquido PCTJ-2 (Cadena A) . ¡Error!
Marcador no definido.
15. Resumen de simulación fase vapor - líquido PCTJ-2 (Cadena A) . ¡Error!
Marcador no definido.
16. Resumen de simulación fase vapor - líquido PCTJ-2 (Cadena B) . ¡Error!
Marcador no definido.
17. Resumen de simulación fase vapor - líquido PCTJ-2 (Cadena B) ...... 111
13
LISTA DE FIGURAS
Figura Pagina
1. Ubicación de la planta compresora tía juana 2¡Error! Marcador no
definido.
2. Módulo de deshidratación................... ¡Error! Marcador no definido.
3. Comportamiento de un plato de burbujeo¡Error! Marcador no
definido.
4. Torre regeneradora de glicol ............... ¡Error! Marcador no definido.
5. Separador de glicol /gas / condensado ¡Error! Marcador no definido.
6. Bomba ............................................ ¡Error! Marcador no definido.
7. Esquema típico de una cadena de compresión¡Error! Marcador no
definido.
8. Esquema de la planta compresora Tía Juana 2¡Error! Marcador no
definido.
9. Esquema de extracción de LGN ........... ¡Error! Marcador no definido.
10. Diagrama de estabilización de LGN ...... ¡Error! Marcador no definido.
11. Sistema de glicol ............................... ¡Error! Marcador no definido.
12. Diagrama del proceso de deshidratación¡Error! Marcador no
definido.
13. Esquema del sistema de calentamiento ¡Error! Marcador no definido.
11
INTRODUCCIÓN
El gas natural inicia su gran marcha, junto con la industria petrolera
nacional, en diciembre de 1922 con el reventón del pozo Los Barrosos N 2. El
espectacular surtidor de petróleo que, según Henri Pittier, "se podía ver
desde Maracaibo", fue impulsado por el gas natural y reclamaba así un
protagonismo que tardaría muchos años en concedérsele. La producción de
gas natural se viene registrando desde 1918, año en el que, según datos de
la época, se obtuvo una cantidad promedio de 8.500 m3/D.
La industria del gas natural en nuestro país presenta un proceso
ascendente en el que, con esfuerzo e imaginación, se han ido implementando
acciones para racionalizar su uso, como consecuencia de las medidas
conservacionistas dictadas por el Estado, para llegar a dominar el gas natural
y convertirlo en aliado y motor de nuestra economía, adicionalmente la
actividad criogénica, ha permitido extraer y fraccionar algunos componentes
del gas natural, sin afectar el aporte energético de la industria a través de
los gasoductos, con la industria petroquímica continuamos elevando el valor
agregado de nuestros productos a través de la planta JOSE en Anzoátegui y
PEQUIVEN en el Zulia, polos de desarrollo petroquímico, en el que la onda
expansiva de nuevas actividades industriales se apoya en los insumos que
aporta la refinación de los componentes del gas natural. En el proceso
petroquímico, sustentado por los Líquidos del Gas Natural (LGN), Venezuela
tiene un futuro ilimitado que nos permite aspirar a mejores rentabilidades en
nuestra actividad conexa al petróleo y al gas natural.
En la actualidad existen diferentes plantas de conservación de gas: Las
plantas Tía Juana 1, 2, 3, 4, 5. Centro Lago (CL-1), Ceuta Gas, Complejo
Lago, Complejo Lama y Lagunillas 2. Estas plantas de extracción y
fraccionamiento de gas natural, tienen un aporte fundamental dentro de las
operaciones de la industria petrolera.
12
En el caso de la planta compresora Tía Juana 2, tema de estudio, el
presente trabajo de investigación además del proceso de compresión de la
planta, presenta un proceso adicional para la extracción de productos
Líquidos del Gas Natural (LGN) los cuales se someten a una serie de
procesos de fraccionamiento para obtener algunos componentes como el
Propano, Butano, Isobutano y Gasolina Natural.
El proceso de compresión del gas de la PCTJ-2 comprende tres grandes
etapas, cuya finalidad es elevar la presión del gas, enfriarlo y depurarlo del
líquido que se forma por condensación.
Los resultados obtenidos en el estudio permitieron fortalecer las
estrategias para Optimizar el Sistema de Deshidratación de Gas Natural en la
Planta de Extracción de Líquido Tía Juana 2, simulando el comportamiento a
través de la herramienta (PRO-II) donde se realizó una propuesta para
aumentar la producción de los líquidos del gas natural, tomando en
consideración las variables involucradas en el proceso.
13
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del Problema
En los últimos años de la humanidad, las empresas del sector industrial
se han visto sometidas a una enorme presión para ser competitivas y ofrecer
de manera oportuna un producto de calidad. Este nuevo entorno ha obligado
a mejorar continuamente los sistemas, métodos y procedimientos
operacionales existentes.
En vista de esas necesidades antes mencionadas, Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA) como corporación energética garantiza su
competitividad a escala mundial, llevando a cabo proyectos para mantener y
optimizar sus procesos con la finalidad de aumentar en todo momento el
valor agregado de sus negocios, los cuales son evaluados técnica y
económicamente para estimar el beneficio o la rentabilidad de su
implantación.
En ese sentido, la revolución científica-técnico actual ha generado como
consecuencia una explosión de crecimiento en la industria. En este panorama
vale la pena considerar algunas posibilidades que siempre han estado
presentes, pero que ahora cobran mayor importancia aparte del petróleo,
como lo constituye el gas natural en el ámbito internacional y especialmente
en nuestro país.
Al efecto, vale decir que el gas natural se caracteriza por ser una energía
versátil, puede emplearse en ámbitos muy diversos tanto en el hogar como
en el comercio y la industria. Básicamente, este producto se utiliza para
consumo de hogares, vehículos automotores e industrias y para su
transformación en producto petroquímico. Es un combustible fósil disponible
menos contaminante que se compone por ser una mezcla homogénea en
15
proporciones variables de hidrocarburos parafínicos, principalmente metano
y cantidades menores de etano, propano, butano, Isobutano, pentanos,
Isopentanos y finalmente pueden tener porcentajes muy pequeños de
componentes C6+, además es posible otros gases Dióxido de Carbono, Acido
Sulfúrico, Helio y Vapor de Agua, los componentes C3 hasta C6+ determinan
la riqueza del gas, es decir la cantidad de dichos componentes que
teóricamente se condensan a las condiciones que opera el área de extracción
de liquido del gas rico, a los cuales se les llama “LGN”.
En el marco de lo expuesto, vale dilucidar que el trabajo de investigación
desarrollado fue orientado en describir, determinar, simular, evaluar y
optimizar el sistema de deshidratación del gas natural en la planta de
extracción de líquidos Tía Juana 2, a través del proceso de deshidratación
como consecuencia de la presencia de vapor de agua en el gas de entrada
originando condensación durante el proceso de enfriamiento así como la
formación de hidratos.
1.2. Formulación del Problema
En virtud de la problemática planteada, el gas natural ofrece numerosas
ventajas, sin embargo, tiene que ser sometido a diversos procesos para
incrementar su valor, es por ello que se busca separar los líquidos del gas
natural que poseen un alto precio en el mercado actual. El proceso de
extracción de LGN, constituye la cuarta fase del proceso en la industria
venezolana del gas natural, y es antecedida por las fases de producción,
separación y tratamiento (endulzamiento y deshidratación), y precedida por
las fases de compresión y fraccionamiento.
Considerando la problemática expuesta anteriormente, surge la siguiente
interrogante: ¿Se podrá optimizar el sistema de deshidratación del gas
natural en plantas de extracción de líquidos?
16
1.3. Justificación de la Investigación
En la atualidad, las empresas altamente exitosas están constantemente
en la búsqueda de mejorar sus procesos, con el objetivo de minimizar los
costos y maximizar sus beneficios, y de esta manera adaptarse a las nuevas
tendencias globales que beneficien todos los procesos relacionados a las
mismas. Mediante estrategias que permitan optimizar el sistema de
deshidratación del gas natural en plantas de extracción de líquidos, razón por
la cual se pretende establecer procedimientos adaptados a las necesidades
presentes en la industria gasífera venezolana, logrando con ello mejorar los
estándares de trabajo, además de alcanzar mayor organización y control al
momento de enfrentar un proyecto en el área, así como optimizar costos y
tiempos de ejecución de los mismos.
A nivel Teórico, Este estudio permitió desarrollar las bases teóricas
necesarias para fundamentar la investigación, en función de optimizar el
sistema de deshidratación del gas natural en la planta compresora Tía Juana
2, mejorando su radio de acción y con ello desarrollar actividades definidas
para incrementar el valor de la industria gasífera.
A nivel Práctico, Se ha proporcionado información y recomendaciones
vinculadas para optimizar el sistema de deshidratación de gas natural en la
planta Tía Juana 2, con el fin de fortalecer la gestión de las empresas
adscritas al sector gasífero en el estado Zulia, lo cual proveerá en el área
herramientas necesarias para alcanzar los objetivos trazados.
A nivel Social, Se circunscribe fundamentos inherentes a la optimización
del sistema de deshidratación del gas natural en plantas de extracción de
líquidos, dentro de las organizaciones pertenecientes al sector gasífero en el
estado Zulia, la cual permitirá generar un valor agregado a ésta, en el
sentido de estar más abiertos a aprender nuevos enfoques, habilidades y
actividades, entre otros, vertidos a una realidad práctica, toda vez que se
encontrará focalizado en una guía de trabajo, la cual puede ser
implementada según sus necesidades por cualquier organización del sector
referido, interesada en conocer más aún sobre este tipo de investigación.
17
A nivel metodológico, Esta investigación permite aportar una guía que
servirá para investigaciones futuras atinentes a optimizar el sistema de
deshidratación de gas natural en la planta Tía Juana 2, otras empresas
pertenecientes al sector gasífero y de la industria petrolera como tal.
También este instrumento servirá de apoyo para otros sectores de la
economía donde se busque analizar investigaciones de este tipo.
1.4. Objetivos de la Investigación
1.4.1. Objetivo General
Optimizar el sistema de deshidratación del gas natural en plantas de
extracción de líquido.
1.4.2. Objetivos Específicos
.- Describir las características del sistema de deshidratación del gas
natural de la planta de deshidratación de líquido Tía Juana 2.
.- Determinar las condiciones operacionales actuales del sistema de
deshidratación.
.- Simular el comportamiento actual del sistema de deshidratación con
Glicol.
.- Evaluar el sistema de regeneración de glicol para el logro de mejoras
en la deshidratación.
.- Optimizar el sistema de deshidratación y regeneración en la Planta de
extracción de líquido Tía Juana 2.
1.5. Delimitación de la Investigación
Delimitación espacial
Esta investigación contó con el apoyo de la empresa PDVSA en las
instalaciones de la planta compresora Tía Juana 2, en el Lago de Maracaibo
del estado Zulia.
18
Delimitación temporal
El estudio, fue realizado desde Septiembre de 2009 hasta Enero de 2010.
Delimitación poblacional
Para el desarrollo de esta investigación se consideró como población
Operadores y Supervisores de la planta Tía Juana 2, en el Lago de Maracaibo
del estado Zulia, los cuales facilitaron aplicar el instrumento utilizado en el
trabajo desarrollado.
Figura 1 Ubicación de la planta compresora tía juana 2
CAPÍTULO II
FUNDAMENTOS TEÓRICOS
2.1. Antecedentes de la Investigación
Espina José (2002), “Evaluación y predicción de formación de hidratos
de un sistema de inhibición con Glicol en redes de gas” Trabajo Especial de
Grado, LUZ, Maracaibo. La metodología establece las correlaciones para la
predicción de hidratos que han sido desarrolladas para sistemas que solo
contiene gas y agua en una celda al fin de alcanzar el equilibrio arrojando
datos que muestran las condiciones de fundición del punto de formación de
hidratos
Esta investigación sirvió de apoyo, para determinar de una manera clara
y concreta el diseño conveniente para el desarrollo de este estudio, es decir
el diseño descriptivo transaccional, por ser el que mejor se adapta al
propósito de esta investigación.
Fang Yemmy (2003), “Evaluación y optimización del Sistema de
Extracción Tía Juana 3, con la finalidad de Incrementar la Capacidad de
Producción de los Líquidos del Gas Natural” Trabajo Especial de Grado LUZ,
Maracaibo. El estudio permitió conocer si las condiciones del gas de proceso
utilizado y las especificaciones de los equipos se adecuan para arrojar la
calidad y la producción establecida y a su vez realizar un estudio para
evaluar el diseño de equipos tomando en cuenta nuevas tecnologías que
proporcionen La eficiencia requerida para garantizar y maximizar la
producción de LGN.
El trabajo desarrollado por la autora, fue una guía fundamental para
orientar el trabajo desarrollado en este trabajo de investigación, en el marco
20
de la optimización del sistema de deshidratación del gas natural en plantas
de extracción de líquidos.
Morales Mariana, Ortega Rodolfo, (2009). “Diseño de una planta de
extracción de líquidos de gas natural con una capacidad de procesamiento de
400 MMPCED” Trabajo especial de grado. UNERMB, Los Puertos. Como
consecuencia de la dificultad en la capacidad de procesamiento durante el
proceso de extracción de líquidos del gas natural, esta investigación se
plantea y fundamenta en el análisis de tecnologías de extracción de líquidos
del gas natural NGL-PRO y el simulador de procesos SIMSCI PRO II 8.1, para
aumentar el recobro de etano y propano en la corriente producto del LGN
optimizando el proceso.
La propuesta desarrollada, se tomó como referencia en la investigación,
por estar orientada en el análisis y uso de tecnologías como es el caso del
simulador PRO-II, siendo esta herramienta fundamental para evaluar los
resultados del diseño y capacidad para procesar y la deshidratación del gas
natural.
2.2. Bases Teóricas
2.2.1. Composición del Gas Natural
El gas natural esta formado por los miembros más volátiles de la serie
parafínica de hidrocarburos (CH2+) desde metano hasta (CH2+) el heptano
y componente más pesados (C7H16+ o C7+).
En la tabla 1, se pueden ver los porcentajes que podrían tener los
componentes del gas:
21
Tabla 1 Porcentajes de los componentes del gas.
ComponenteFormula
QuímicaEstado
Metano CH4 Gas 55 98
Etano C2H6 Gas 0,1 20
Propano C3H8 Gas 0,05 12
N – Butano C4H10 Gas 0,05 3
Iso – Butano C4H10 Gas 0,02 2
N - Pentano C5H12 Liquido 0,01 0,8
Iso – Pentano C5H12 Liquido 0,01 0,8
Hexano C6H14 Liquido 0,01 0,5
Heptano + C7H16 Liquido 0,01 0,4
Nitrógeno N Gas 0,1 0,5
Dióxido de carbono CO2 Gas 0,2 30
Oxigeno O2 Gas 0,09 0,3
Sulfuro de hidrogeno H2S Gas Trazas 28
Helio He Gas Trazas 4
Variación de
Porcentaje
Se indica que el componente principal del gas es el metano, los otros
hidrocarburos, unos como forma de gas y otros en forma de líquidos son
partes del gas en menores porcentajes. Sin embargo, por medio del
porcentaje real que enseñe el análisis de muestra de gas de un yacimiento se
podrá calcular la cantidad de líquidos susceptibles de extracción y las
posibilidades de comercialización.
En su forma más pura, tal como el gas natural que se entrega a su
hogar, es casi metano puro. El metano es una molécula compuesta de un
Átomo de carbón y de cuatro átomos del hidrógeno, y se refiere como CH4.
En los análisis cromatográficos, los elementos más pesados que aparecen
en pequeñas porciones del gas natural se reportan como C6+ o C7+, Las
propiedades de estos compuestos pueden variarse de evaluarse de acuerdo a
la información que se disponga de ellos.
El etano, el propano y los otros hidrocarburos asociados comúnmente al
gas natural tienen fórmulas químicas levemente diversas. El gas natural se
considera “Seco” cuando es casi metano puro, conteniendo trazas de etano y
propano, aun cuando el gas natural presenta una mezcla de hidrocarburos
condensables se considera “húmedo”.
22
2.2.2. Características del Gas Natural
Los componentes del gas natural se pueden agrupar bajo tres categorías
de acuerdo con el grado de volatilidad y peso molecular, como sigue:
Componentes Livianos: Metano y etano (80-90%), los cuales una vez
separados del resto de la mezcla constituyen el gas natural licuado (GNL)
empleado como combustible.
B. Componentes Intermedios: Propano, isobutano y n-butano (5-10%),
quienes en forma líquida constituyen el GLP (gas licuado del petróleo),
utilizado como combustible y como materia prima para plásticas, resinas y
demás productos sintéticos.
C. Componentes Pesados: Isopentano, n-pentano, hexano y heptano
más (1-5%). Este grupo de componentes pesados forman la gasolina
natural, la cual es un líquido a la temperatura y presión ambiente con fuerte
tendencia a evaporarse a dichas condiciones. La gasolina natural es un
producto combustible que también se utiliza como fuente de materia prima
en la industria petroquímica y como medio solvente resulta un elemento de
mezcla ideal para incrementar la gravedad API de crudos medianos y
pesados.
Los Líquidos del Gas Natural formados por etano, propano, butano y
otros componentes hidrocarburos más pesados, son utilizados en el mercado
interno como combustible y materia prima y un 31,4 por ciento de la
producción nacional abastece mercados internacionales.
2.2.3. Usos del Gas Natural
El empleo del gas natural apareció posteriormente al uso del petróleo, el
gas natural, que aparecía en casi todos los yacimientos petrolíferos, se
quemaba a la salida del pozo como un residuo más, únicamente en EEU, y
siempre en lugares muy próximos a zonas petrolíferas, se utilizaba como
combustible doméstico por su gran poder calorífico (9.000-12.000 kcal/m3).
En la licuefacción, el gas natural se somete a unas temperaturas bajas,
por debajo de 0°C, a las cuales el gas se comprime hasta transformarse en
23
líquido. en este estado se introduce en grandes depósitos de forma esférica
capaces de soportar la alta presión que se origina cuando el gas vuelve a su
temperatura ambiente.
Su aplicación más conocida es la generación de calor, la generación de
energía eléctrica por medio de grupos electrógenos, otra y de gran desarrollo
reciente es la climatización por adsorción que permite distribuir frío o calor
por redes en concentraciones urbanas, a partir de una tecnología conocida
desde hace 50 años. Otros usos son los siguientes:
En Inyección: La mayor parte del gas empleado por el sector petrolero se
devuelve a los yacimientos, con el doble propósito de incrementar la
extracción de petróleo mediante el levantamiento artificial por gas y
conservar el mismo para usos futuros.
En Refinación: Para mejorar la calidad de los productos derivados del
petróleo en nuestras refinerías y cumplir con las restricciones impuestas por
ciertos países en cuanto al contenido de azufre en el petróleo, (se han
construido instalaciones para remover los compuestos de azufre que
contienen algunos crudos). En este sentido, el gas natural se utiliza para
generación de hidrógeno, elemento principal para la desulfuración de
petróleo (eliminación de azufre).
Como Combustible: Dentro de la industria petrolera, el gas es utilizado
como combustible para la generación de vapor en plantas de compresión, en
la generación de electricidad y otras operaciones de producción y refinación
del petróleo.
En la Generación de Electricidad: Aproximadamente la tercera parte del
gas consumido por el sector no petrolero es utilizado como combustible para
la generación de electricidad. De acuerdo con la política energética nacional,
se están haciendo los esfuerzos necesarios para sustituir por gas natural los
combustibles líquidos (fuel oil y gasoil) utilizados en plantas de generación
termoeléctrica, para que estos líquidos puedan ser exportados.
En Procesos Petroquímicos y Siderúrgicos: La industria petroquímica
representa uno de los sectores de mayor importancia para el consumo de
24
derivados del gas natural (Etano y GLP), que se utilizan como materia prima
para la obtención de olefinas, amoníaco, metanol y productos terminados,
como fertilizantes, plásticos, alcoholes, fibras, entre otros.
En el Sector no Petrolero: El gas es utilizado como combustible en
reducción del mineral de hierro, la fabricación de cemento y materiales de
construcción en las fábricas de celulosa, papel, cartón, textiles, vidrio, entre
otros.
Como Combustible en los Sectores Doméstico, Comercial y Automotor: El
gas procesado o residual, conocido como gas metano, se emplea como
combustible en el sector doméstico y comercial (gas directo); también se usa
en los sistemas de refrigeración (aire acondicionado) de industrias, oficinas y
complejos turísticos.
En Producción De Gas Natural Licuado (GNL): El gas natural licuado
(GNL), está compuesto por metano sometido a procesos criogénicos y no
críogénicos y así reducir el volumen en 600 veces para transportarlo en
buques a los centros de consumo. El gas natural comprimido (GNC), se
almacena en tanques especiales a 3500 psi y puede usarse en automotores o
clientes industriales que no tienen acceso a las redes de distribución del gas.
En Producción De Gas Licuado De Petróleo (GLP): El gas licuado de
petróleo es una mezcla, en proporción variable, de los componentes del gas
natural, propano y butanos, pudiendo contener otros hidrocarburos en
proporciones menores que cumplan con la norma Venezolana COVENIN 904-
90, y con las actualizaciones de las mismas. Estos componentes a
temperatura ambiente y presión atmosférica se encuentran en estado
gaseoso, pudiendo licuarse a esa presión si se enfrían hasta —43 °C, y
presenta un mayor poder calórico que el LGN. La comercialización del GLP
comprende tres sectores: doméstico, comercial) industrial y automotor.
En Producción de Líquidos del Gas Natural (LGN): Son hidrocarburos con
enlace simple de carbono los cuales, bien sea por alta presión ó baja
temperatura, pueden ser mantenidos en estado líquidos, esta característica
permite que sean almacenados y transportados de manera fácil y eficiente.
25
Al procesar los líquidos del gas natural (LGN) en plantas destinadas a tal
fin, se obtienen los productos derivados del gas, tales como propano,
butanos y gasolina natural. Éste último se utiliza en las refinerías para la
producción de combustibles para automotores y para el mejoramiento de la
gravedad específica de los crudos.
A simismo, su capacidad como fuente de energía 6 de insumo como
materia prima para la obtención de hidrocarburos más complejos hace que
los LGN tengan una alta cotización dentro del mercado nacional e
internacional.
Se consideran LGN los siguientes hidrocarburos:
.- Etano (C2 CH3-CH3); Gaseoso en condiciones atmosféricas.
.- Propano (C3 CH3-CH2-CH3); Gaseoso en condiciones atmosféricas.
.- Butanos (C4CH3-CH2-CH2-CH3) Gaseoso en condiciones atmosféricas.
.- Pentano, Gasolina Natural, Residual (C5, CH3-CH2-CH2-CHrCH3);
líquido en condiciones atmosféricas.
2.2.4. Uso de Líquidos del Gas Natural (LGN)
Los LGN se utilizan como fuente de energía/combustible para emplearlos
en las cocinas de los hogares, en procesos comerciales/industriales o en los
vehículos automotores, como aditivos para ciertos procesos industriales
(Mezclado con el crudo) o como materia prima para la obtención de otros
hidrocarburos tales como etileno, propileno, anhídrido maléico, butanodiol y
otros. En Venezuela, los LGN son comercializados tanto en el mercado
nacional como en el internacional.
El líquido del gas natural es un combustible limpio que posee excelentes
características para su utilización: A diferencia del gas natural puede ser
transportado en su fase líquida por tanqueros; sirve de insumo para las
plantas petroquímicas, es un combustible doméstico (gas de bombona) y
sirve para la refrigeración comercial.
26
Son utilizados en el mercado interno como combustible y materia prima;
y un 31% de la producción nacional abastece mercados internacionales.
Tanto el LGN como el GLP son productos con un valor comercial mucho
mayor que el metano, por lo que resulta muy rentable extraerlos del gas
natural antes de enviarlos al mercado nacional. Por otra parte, la Gasolina
Natural es utilizada como combustible o enviada a la refinería para mejorar
su octanaje a través de un proceso de reformación catalítica.
2.2.5. Clasificación del Gas Natural
El gas natural generalmente se clasifica en función de los compuestos
presentes en él y la proporción en que se encuentran, se tiene Según el
contenido de hidrocarburos recuperables como líquido lo siguiente:
Gas Rico: Es aquel cuyo contenido de hidrocarburos recuperables en
estado líquido (C3’) es mayor o igual a 0,00004 m3/s (0,6 GPM) de gas a
condiciones estándares o que su contenido de propano sea mayor o igual de
1.3 % molar.
Gas Pobre: Es aquel cuyo contenido de hidrocarburos recuperables en
estado líquido (C3’) es menor de 0,00004 m3/s (0,6 GPM) de gas a
condiciones estándares o que su contenido de propano sea menor del 1.3 %
molar.
Según el contenido de compuesto ácidos:
Gas Ácido: Es aquel que posee en su composición 2% de CO2 o más de 4
ppm de H2S u otro compuesto sulfurado (sulfuro de carbonilo,
mercaptanos y otros).
Gas Dulce: Es aquel que posee en su composición menos del 2 % de CO2
y menos de 4 ppm de H2S u otro compuesto sulfurado (sulfuro de carbonilG,
mercaptanos y otros).
Según el contenido de agua:
Gas Seco: Es aquel gas cuyo contenido de agua es menor o igual a 3,175
Kg H20/ 28.317 m3 de gas (7 Ibm H20 / MMPCE de gas).
27
Gas Húmedo: Es aquel gas cuyo contenido de agua es mayor que 3,175
Kg. H20/ 28.317 m3 de gas (7 Ibm H20 / MMPCE de gas).
Por su origen
Gas Natural Asociado: Se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite
crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre)
o gas en solución (disuelto).
Gas Natural No Asociado: Gas natural extraído de yacimientos que no
contienen petróleo.
Por su composición
Gas Natural Amargo: Contiene azufre, compuestos de azufre y/o bióxido
de carbono, en cantidades que requieren tratamiento para que pueda ser
utilizado.
Gas Natural Dulce: No contiene azufre o compuestos de azufre, o los
tiene en cantidades tan pequeñas que no es necesario procesarlo para que
pueda ser utilizado directamente como combustible no corrosivo.
Gas Seco: Gas cuyo contenido en metano puede variar en volumen de 95
a 99%.
Por su almacenamiento o procesamiento
Gas Natural Comprimido: Gas natural seco almacenado a alta presión en
estado gaseoso en un recipiente.
Gas Natural Licuado: Gas natural compuesto predominantemente de
metano, que ha sido licuado por compresión y enfriamiento para facilitar su
transporte y almacenamiento.
Gas Natural Seco: Gas producto de la extracción de los hidrocarburos
líquidos y compuesto de azufre.
28
Tabla 2 Contaminantes del gas natural.
Sulfuro de Hidrógeno H2S
Monóxido de Carbono CO
Dióxido de Carbono CO2
Sulfuro de Carbono COS
Disulfuro de Carbono CS2
Mercaptanos RSH
Nitrógeno N2
Agua H2O
Oxigeno O2
Mercurio Hg
C ONT AMINANT E S DE L G AS NAT UR AL
2.2.6. Corrosión Asociada al Gas Natural
El manejo de gas húmedo esta asociado a problemas de corrosión interna
a lo largo de las líneas de distribución e instalaciones auxiliares. La presencia
de dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno y agua libre en el gas promueve
el fenómeno de la corrosión, el cual tiene una alta incidencia en los costos de
mantenimiento de los gasoducto, en el medio ambiente y en la seguridad del
personal.
Con la finalidad de diagnosticar y controlar eficientemente la corrosión
interna de los sistemas de transporte de gas, es necesario conocer el
mecanismo de corrosión por CO2, y H2S por separado y en conjunto.
Corrosión por CO2
La corrosión por CO2 es un proceso complejo, originado por la formación
de ácido carbónico (H2C03) proveniente de la disolución del dióxido de
carbono (CO2) en el agua (H20). Cuando el ácido carbónico entra en
contacto con los iones del metal, generalmente de hierro, los cuales
conforman las tuberías y equipos de acero al carbono, ocurre una reacción.
Esta reacción puede traer como consecuencia la formación de carbonatos
de hierro (FeCO3). Estos productos pueden ser compactos y proteger la
superficie contra la corrosión o por el contrario pueden presentarse como
una capa porosa e irregular permitiendo el avance de la corrosión en la
29
superficie del acero. La estabilidad de los productos de corrosión depende
principalmente de la temperatura, de la presión parcial de CO2 y de las
condiciones de flujo del medio en que se encuentre inmerso el acero.
Corrosión por H2S
La corrosión del hierro en presencia de sulfuro de hierro (H2S) y agua
depende de la disoación de la molécula de H2S. El hierro se oxida a la forma
ferrosa en el ánodo y el H2S en el cátodo, pasa por una disociación de dos
pasos. El sulfuro de hierro generalmente se adhiere a la superficie del acero
como una película negra. Esta película tiende a causar corrosión localizada si
no se forma uniformemente sobre toda la superficie metálica, debido a que el
sulfuro de hierro es catódico respecto al acero.
El producto de corrosión que se forma depende de las condiciones de
operación, temperatura, pH, concentración de H2S y presión.
Corrosión por efecto combinado de CO2, I-IS y otros factores
El gas de producción de los pozos es una mezcla de gases orgánicos con
concentraciones considerables de acido sulfúrico (H2S), dióxido de carbono
(CO2) y cloro (CI). La presencia de algunos de estos agentes, en un medio
acuoso, es capaz de producir graves daños por corrosión, pero la
combinación de los mismos a determinadas condiciones operacionales puede
acelerar o disminuir la velocidad de corrosión.
Es importante el efecto del H2S en la corrosión por CO2, ya que pueden
formarse películas de productos de corrosión en forma competitiva entre el
sulfuro de hierro (FeS) y el carbonato de hierro (FeCO3), según sea (a
temperatura, concentración del agente corrosivo y la presión. L a aceleración
o disminución de la velocidad de corrosión dependerá de cual mecanismo sea
el predominante.
2.2.7. Deshidratación del Gas Natural
Se denomina así a la serie de pasos que se siguen para eliminar el agua
contenida en el gas natural. Consiste en la remoción del vapor de agua
asociado con el gas natural, este proceso tiene como objeto cumplir con las
30
especificaciones del contenido de agua en el gas destinado a usos domésticos
y comercialización, cuyo contenido debe oscilar entre 6 y 8 Lbs/MMDPC de
gas. Además, previene la formación y reduce la corrosión. Por lo general,
para lograr el objetivo se emplean plantas cuyos diseños específicos
conducen a la eliminación del agua contenida en el gas natural, las más
comunes son las plantas de glicol, ó módulo de deshidratación, y las que
usan absorbentes sólidos como las mallas moleculares.
La profundidad de la deshidratación del gas natural dependerá del nivel
de la temperatura del proceso, por ejemplo, en un proceso criogénico donde
se alcance un nivel de -125°F, la cantidad de agua permisible será de 1
Lb/MM pcn.
Todo el gas natural producido contiene agua, mucha de esta agua está
en forma líquida con el gas y puede ser removida pasando el gas a través de
separadores, pero aun después de pasar el gas por los separadores quedara
agua remanente en forma de vapor, si este vapor se condensa parcialmente,
oor efecto de variaciones en la presión y la temperatura del gas, se pueden
producir diversos problemas en las tuberías y plantas de procesamientos de
gas, tales como:
Corrosión por Tubería: H2S y/o CO2 disuetto en el agua libre puede
causar una severa corrosión. Estos gases se disuelven en el agua formando
ácidos que son altamente corrosivos. Los gases naturales con concentración
de H2S mayores o iguales a 0.08% molar y presiones superiores a 65 Lpca
producen corrosión por esfuerzos en acero al carbono, sin embargo, aun
cuando el contenido de H2S sea menor se pueden producir corrosión
localizada donde la presión parcial del H2S (presión total del gas multiplicada
por la fracción molar de H2S en el gas) exceda 0.05 lpca. Ahora bien una
opción para evitar la corrosión por estos ácidos es utilizar tuberías de acero
al carbono y deshidratar el gas natural.
Reducción de la capacidad de la de transmisión de gas en las tuberías:
Agua liquida puede depositarse en el fondo de las tuberías e incrementar la
caída de presión y/o producir tapones de líquido. Por otro lado, la presencia
31
de agua liquida, también ocasiona serios problemas en plantas de extracción
de líquidos del gas natural y en equipos secundarios, tales como:
iritercambiadores de calor, instrumentos, compresores. etc.
Formación de hidratos: Los hidratos son cristales de hielo sólido
formados por agua liquicia e hidrocarburos livianos, CO2 o HS. Estos cristales
se pueden formar aun a altas temperaturas mayores a 32°F. Los hidratos
pueden taponar válvulas, conexiones, lineas de gas, etc.
Por lo tanto la deshidratación se requiere para:
• Prevenir la formación de hidratos y evitar la condensación del agua
libre de proceso en tuberías y equipos.
• Encontrar unas especificaciones de contenido de agua
• Prevenir la corrosión.
Figura 2 Módulo de deshidratación
32
2.2.8. Métodos de Deshidratación del Gas Natural
Adsorción: consiste en hacer pasar un gas que contenga vapor de agua a
través de un sólido adsorbente. Los sólidos mas usados son la alúmina
activa, la sílica gel o las mallas moleculares.
Un buen desecante para el proceso de adsorción debe cumplir con las
siguientes características generales:
Debe poseer una gran superficie para una alta capacidad de adsorción.
.- Poseer afinidad al agua.
.- Alta transferencia de masa.
.- Fácil y económicamente regenerable.
.- Buen mantenimiento de actMdad con el tiempo.
.- Poca resistencia al flujo de gas.
.- Alta fuerza mecánica para resistir rajaduras y formaciones de polvo.
.- Poco costoso, no corrosivos, antitóxico, químicamente inerte poseer
alta densidad.
Absorción: consiste en eliminar o reducir el contenido de agua de un gas
al ponerlo en contacto con un disolvente, es decir, el agua se disuelve en el
líquido.
2.2.9. Características Generales de los Desencantes Líquidos
Un buen disolvente debe cumplir con las siguientes características
generales:
.- Alta afinidad por el agua
.- Bajo costo
.- No corrosivo
.- Estabilidad frente a los componentes del gas
.- Estabilidad durante la regeneración
.- Fácil de regenerar
.- Baja o moderada viscosidad
.- Baja solubilidad al gas natural
.- Baja tendencia a emulsiflcar o a formar espuma
33
.- Baja presión de vapor a la temperatura de contacto.
Inyección: consiste en bombear un líquido reductor del punto de rocío,
como el metanol.
Expansión: consiste en reducir la presión del gas con válvulas de
expansión y luego separar las fases formadas (liq.-gas).
La utilización de un sistema u otro depende de las especificaciones de
contenido de agua requeridas en el gas tratado y de la economía del proceso
para una aplicación particular. En los sistemas de deshidratación de gas con
torre contactora, usualmente se prefiere utilizar el Trietilénglicol.
El grado de deshidratación comúnmente se logra cuando se emplean
plantas de glicol, el gas puede salir con un contenido de agua Entre 6 y 2
Ibs/MMPCN, lo cual equivale a un contenido mínimo de agua en el gas
natural de 0,0147 % a 0,0042 %. Cada libra es aproximadamente igual a 21
ppm,v. No es extraño que alguna planta logre un gas tratado con 42 ppm,v.
Con mallas moleculares se logra una deshidratación profunda con un nivel de
0,1 ppm,v.
Como se deshidrata el gas sin el uso de plantas de TEG o mallas
moleculares:
Se deshidrata utilizando refrigeración industrial, pero también se
condensarían los hidrocarburos disminuyendo el precio del gas natural. Las
plantas de deshidratación eliminan el agua y preparan el gas para los
procesos de extracción y fraccionamiento donde se le extrae la porción más
valiosa a la mezcla de hidrocarburos.
2.2.10. Proceso de Deshidratación con Glicol
Se basa en el contacto del gas con un líquido higroscópico tal como un
glicol. Es un proceso de absorción donde el vapor de agua presente en el gas
se disuelve en la corriente de glicol líquido puro.
La performance de una unidad deshidratadora es medida por su habilidad
para reducir el punto de rocío del gas.
34
En un proceso típico el gas húmedo pasa a través de un (scrubber)
removedor de líquidos libres. Luego, el gas ingresa al contactor e
“intercambia” el agua con el glicol que circula en contracorriente. El agua es
absorbida por el glicol y el gas deja el contactor a través de un removedor de
niebla (demister) para reducir el transporte de glicol en el gas de salida a la
línea de venta.
En las plantas de extracción de líquidos, de emplean glicoles para evitar
la formación de hidratos en los intercambiadores, las consideraciones que
siguen también son validas para esta aplicación.
El glicol rico (en agua) es bombeado a través de un filtro y luego a un
intercambiador glicol – glicol que eleva la temperatura del glicol rico antes
que ingrese al regenerador.
El glicol es separado del agua y los contaminantes de bajo punto de
ebullición en la columna del regenerador (reboiler) reteniéndose estos
últimos. El reboiler usualmente es del tipo tubos de fuego y funciona
produciendo la temperatura requerida para alcanzar la eficiencia de remoción
de agua buscada. Un acumulador almacena el glicol reconcentrado que luego
pasa al intercambiador glicol – glicol que reduce la temperatura a un nivel
que no dañe las bombas. Usualmente, antes de las bombas se intercala un
filtro para remover contaminantes que cause excesivo desgaste de la bomba.
Bajo la designación de glicoles incluimos cuatros compuestos
trietilenglicol, dietilenglicol, tetraetilenglicol y monoetilenglicol. Los más
empleados en nuestro país son el trietilenglicol (TEG) y el monoetielenglicol
(MEG).
El análisis del glicol es muy útil para determinar la eficiencia operacional
de la planta. Existen especificaciones que deben cumplir los glicoles y existen
también propiedades típicas, algunas de las cuales pueden ser comparados
con los mismos glicoles en uso para observar su separación.
35
2.2.11. Equipos Principales del Proceso de Deshidratación
Absorbedor de Glicol o Contactor: Es una torre de platos o empacada
donde el gas, cargado con agua, se pone en contacto en contracorriente con
el glicol limpio o regenerado. La figura 2, presenta un dibujo demostrativo
del paso del gas a través de los platos de burbujeo.
En este dibujo se puede ver el comportamiento de la parte interna de la
torre. El glicol que llega por la parte superior va bajando a medida que llena
los platos o bandejas de burbujeo, mientras tanto el gas que sube, entra por
la parte inferior de los casquetes y se pone en contacto con e! glicol que
baña los platos; rompe el sello líquido y sale a la superficie para entrar,
nuevamente en contacto íntimo con el glicol de la bandeja superior. Cuando
el gas natural burbujea en el líquido se produce una transferencia de masas,
en la cual le entrega al glicol el agua que contiene.
El glicol llega a la torre con un porcentaje aproximado del 98.7% en peso
y sale por el fondo, habiendo absorbido al agua que debe retirar de la
comente de hidrocarburos, con una pureza de 95.3% en peso
aproximadamente.
Cuanto más alta sea la pureza a la cual entra el glicol, mejor será su
capacidad de absorción, de allí la importancia de una buena regeneración y
del uso de gas de despojamiento.
Para un mayor número de platos de burbujeo, mayor capacidad de
retención de agua. Con diez platos en el contactor, se puede trabajar usando
un galonaje mucho más bajo que con cinco bandejas, lo cual representa
ahorros considerables en la deshidratación de cada millón de pies cúbicos.
Por eso se suele decir que los diseños económicos, posteriormente resultan
muy costosos.
36
Figura 3 Comportamiento de un plato de burbujeo
El glicol rico se puede calentar hasta 300°F, utilizando la solución caliente
que sale del horno, ésto con el fin de ahorrar combustible. A la salida del
intercambiador, el glicol pobre puede ser enfriado hasta 200°F.
La temperatura de la solución pobre que regresa al absorbedor puede
bajarse aun más, tratando de que el tope del contactor este 10°F a 15°F,
mas caliente que el gas que entra al contactor. Para ello se puede usar
enfriador de aire o un intercambiador de glicol-gas, utilizando los gases que
salen de la torre. Este último puede estar fuera de la torre o adentro, en
forma de serpentín.
Regenerador: El renegador cuya parLe principal es el horno, puede
calentarse con vapor de agua, aceite de calentamiento o fuego directo. La
máxima temperatura en la pared del tubo podría limitarse a 475°F y el flujo
de calor a 6.800,0 BTU/hr x pie2. El diseño del horno debe asegurar la
evaporación del agua hasta alcanzar la concentración deseada.
Los vapores de agua son venteados a través de un despojador que
consiste de una columna rellena con 2 o 3 platos equivalentes. Un serpentín,
colocado en el tope de la torre, condensa parte del vapor para formar un
reflujo en la columna. El funcionamiento de la torre permite remover la
mayor cantidad de agua que el glicol absorbió del gas natural. Trabajando
con TEG en una torre a presión atmosférica, se puede lograr un grado de
37
pureza del 98.7 % en peso. Eso corresponde al punto de burbujeo de la
mezcla Agua/TEG a 400°F.
Para mejorar aun más el proceso del TEG se agrega una corriente de gas
de despojamiento que es burbujeado a través del glicol, en el horno, y que
sale por el tope con el vapor de agua. Así se puede lograr purezas de glicol
de 99.5% por peso.
Figura 4 Torre regeneradora de glicol
Separadores De Glicol: El diseño del separador integral usa la fuerza
centrífuga para el retiro primario de líquidos de hidrocarbono y agua del gas
natural, después utiliza asentamientos por gravedad de tipo Stokes para la
separación secundaria y finalmente utiliza un eliminador de niebla o extractor
de niebla tipo vanes para la remoción liquida terciaria por goteo. La tercera
fase de construcción añade la capacidad de asentamientos por gravedad tipo
Stokes a la sección de colección líquida del separador que permite que ocurra
la separación eficiente de líquidos de hidrocarbono y agua.
38
Las unidades deshidratadoras de glicol utilizan bombas eléctricas o a gas
para recircular el glicol puro (seco) hacia el gas. Las bombas a gas se
impulsan por la expansión del gas a alta presión atrapado en el glicol rico
(húmedo). Este gas metano se ventila a la atmósfera con el vapor de agua
que se vapora en el regenerador de glicol o se recupera para uso beneficioso
con un depósito separador de líquidos.
Cuando los depósitos separadores de líquidos y otros conductos de
ventilación se conectan a una unidad de recuperación de vapor (VRU), se
podrá recuperar mayor cantidad de gas y menor cantidad de metano,
compuestos orgánicos volátiles (VOC) y contaminantes peligrosos del aire
(CAP) serán ventilados a la atmósfera por el rehervidor. La VRU refuerza la
presión de gas recuperado lo suficientepara inyectarlo al sistema del gas
combustible, a la succión del compresor o a la tubería recopiladora/ventas.
Además, pueden surgir otros beneficios como el cumplimiento con los
requisitos de la Tecnología del máximo control alcanzable.
Figura 5 Separador de glicol /gas / condensado
39
Bombas: El tipo más utilizado es el de desplazamiento positivo, teniendo
en cuenta las siguientes condiciones:
.- La velocidad de la bomba.
.- El lubricante no puede estar en contacto con el glicol.
.- La máxima temperatura de bombeo podría limitarse a 170°F.
.- Para asegurar el bombeo se instala un acumulador de glicol.
Figura 6 Bomba
2.2.12. Glicol
Es el nombre genérico de los di alcoholes, y su formula química es
CH2OI-I-CH2-OH.
Tipos de glicol
Existen varios tipos de glicoles utilizados para la deshidratación como
son: Monoetilén glicol (MEG), Dietilén glicol (DEG), Trietilén glicol (TEG) y
40
Tetraetilén glicol (TREG); De todos el Tetraetilen glicol (TEG) es él mas
comúnmente utilizado en el sistema de absorción. El Monoetilen glicol es el
más común usado en el sistema de inyección de glicol. Todos los glicoles son
higroscópicos, lo cual significa que tienen una gran afinidad por el agua.
Las principales propiedades que gobiernan la selección del glicol para una
determinada aplicación viene dado por:
Viscosidad.
Presión de Vapor.
Solubilidad en Hidrocarburos.
En el sistema de deshidratación por absorción, el solvente (glicol) debe
ser higroscópico, no corrosivo, no volátil, fácil de regenerar a altas
concentraciones, no soluble en hidrocarburos líquidos y no reactivo con los
hidrocarburos, compuesto con C02 y compuesto de azufre. Muchos de los
glicoles coinciden con todos estos criterios.
El DEG, TEG y TREG poseen tales características, sin embargo casi el
100% de las plantas de deshidratación utilizan el TEG.
El DEG es él más económico y algunas veces es utilizado por esta razón.
También algunas veces es utilizado como inhibidor y como absorbente. Sin
embargo manejo, almacenamiento y adición a las unidades no ofrece ahorros
reales. Comparando con el TEG, el DEG genera grandes pérdidas por
arrastre, ofrece una depresión del punto de hidrato mas bajo, y la
regeneración a altas concentración es más difícil. Por estas razones, es difícil
justificar una unidad de DEG, por esto son menos las unidades construidas
cada año.
El tripropilen glicol: (TPG), es más viscoso y más costoso que los otros
procesos la única ventaja real es la baja presión de vapor la cual reduce la
pérdidas por arranque, o suelen ser en casos relativamente excepcionales
donde la deshidratación con glicol puede ser empleada en gases cuyas
temperaturas exceden los 122 ºF.
41
En años recientes algunas unidades han utilizados propilen glicol (PG), es
el glicol menos tóxico y tiene una muy baja afinidad por los aromáticos, pero
el PG tiene una presión de vapor mas alta que la del TEG y un punto de
vaporización mas bajo.
Todos ellos se obtienen por reacción entre una molécula de agua y una
(MPG), dos (DPG) o tres (TPG) moléculas de OP sin utilizar ningún disolvente
adicional. Actualmente, la producción industrial se hace a partir de óxido de
propileno que reacciona rápidamente con el agua. A la temperatura de
reacción (entre 120 y 180 ºC) y sin necesidad de catalizador, se producen los
tres glicoles en distinta proporción, proporción que varía en función de la
relación de agua / OP que se alimenta al reactor. El resto del proceso
consiste en separar mediante sucesivas destilaciones cada uno de los glicoles
producidos y el exceso de agua añadido.
En general, las características físicas de los glicoles son similares: todos
son líquidos claros y transparentes, prácticamente inodoros y con baja
volatilidad. Son higroscópicos, aunque esa higroscopicidad disminuye a
medida que aumenta el peso molecular. Son totalmente solubles en agua.
Además, todos los glicoles tienen una gran capacidad para disolver
numerosos compuestos orgánicos lo que les va a permitir servir como
vehículo portador de aromas, colorante, etc. Todos los glicoles poseen en su
molécula dos grupos hidroxilo. Esto hace que, aunque desde el punto de
vista de su reactividad sean productos muy estables, en condiciones
adecuadas sean capaces de intervenir en las reacciones típicas de cualquier
otro diol como por ejemplo reacciones de formación de ésteres y éteres.
A continuación se presenta la tabla 3, donde se dan a conocer la
temperatura de descomposición y la concentración de cada uno de los
diferentes tipos de glicol, Tabla que se debe tomar en cuenta para cada uno
de los procesos.
42
Tabla 3 Temperatura de descomposición y concentración del glicol
G L IC OL
C ONC E NT R AC IÓN
G L IC OL P OB R E
(% P E S O)
ME G 165 329 96.0DE G 164 328 97.1T E G 206 404 98.7
T R E G 238 460
T E NP E R AT UR A DE
DE S C OMP OS IC IÓN
Propiedad de los glicoles
El glicol es una sustancia ligeramente viscosa, incolora e inolora con un
elevado punto de ebullición y un punto de fusión de aproximadamente -12
°C (261 K). Se mezcla con agua en cualquier proporción.
En la industria del poliuretano flexible estos productos tienen una
denominación general y son llamados "Poliol".
Tabla 4 Propiedades de los glicoles
PROPIEDADES DEL GLICOL ETILENGLICOL DIETILENGLICOL TRIETILENGLICOL TETRAETILENGLICOL
FORMULA HOC2H4OH HO(C2H4O)3H HO(C2H4O)3H HO(C2H4O)4H
PESO MOLECULAR 62.1 106.1 150.2 194.2
PUNTO DE EBULLICIÓN A 760 mmHg 387.1 / 197.3 472.6 / 244.8 545.9 / 285.5 597.2 / 314.0
PRESIÓN DE VAPOR A 77° mmHg < 0.12 < 0.1 < 0.1 < 0.1
A 77 °F 1.110 1.113 1.119 1.120
A 140 °F 1.085 1.088 1.092 1.092
LIBRAS DE GALONES A 77 °F 9.26 9.29 9.34 9.34
POUR POINT °F -65 -73 -42
VISC ABSOLUTA 16.5 28.2 37.3 39.9
CP A 77 °F 5.08 7.6 9.6 10.2
TENSION SUPERFICIAL A 77 °F 47 44 45 45
INDICE DE RECEPTIVIDAD A 77 °F 1.430 1.446 1.454 1.457
CALOR ESPECIFICO A 77 °F BTUlb°F 0.58 0.55 0.53 0.52
PUNTO FLASH °F (COC) 240 280 320 356
PUNTO DE FUEGO °F (COC) 245 290 330 375
PROPIEDADES DEL GLICOL
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Consideraciones sobre los glicoles
Es recomendable y necesario mantener el glicol limpio para evitar
problemas de operación y corrosión en los equipos en plantas de
deshidratación de glicol.
Viscosidad: los fluidos que tienen viscosidades de 100, 150 centipoises,
fluyen con dificultad, por esto es importante conocer la concentración de
glicol y la temperatura de trabajo del equipo deshidratador. A fin de
mantener la fluidez y la viscosidad de la solución.
Reducción del punto de Rocío: cuando el glicol absorbe agua, se
reduce a la temperatura de rocío del gas natural a este se le llama descenso
del punto de rocío.
Es difícil obtener datos de laboratorio sobre la reducción del punto de
rocío, para concentraciones de 50% a 90% P/P, debido a la inestabilidad de
los hidratos.
La reducción del punto de rocío se ve afectada por:
Temperatura de contacto en el tope del absorbedor.
Eficiencia del contacto glicol/gas.
Concentración del glicol pobre.
Solubilidad: el glicol es soluble en condensados. El TEG es más soluble
que el DEG. La solubilidad del TEG es de 500 ppm, a 90°F, mientras que la
del DEG es solamente de 350 ppm. En el caso de los hidrocarburos
aromáticos la solubilidad del glicol es todavía mayor.
Presión de Vapor: es importante conocer la presión de vapor del glicol
para determinar la cantidad de glicol que se sale de la planta por
evaporación.
Se debe tener presente que, teóricamente, las pérdidas del glicol
aumentan con una presión de vapor mas alta, pero a su vez depende de las
condiciones de trabajo y el sitio de la planta a la cual nos estamos refiriendo,
agregan consideraciones. La operación del sistema introduce problemas que
pueden aumentar el consumo de manera considerable. Frente a esos
posibles errores las perdidas que se pueden prever son muy pequeñas.
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Trabajando con la Ley de Roult se puede saber cuando glicol, en Lbs/MM
psn, se pierde en el gas tratado. No obstante, las perdidas por evaporación
también deben ser considerables cuidadosamente.
El tipo de glicol que se use, también afecta de manera considerable el
consumo de deshidratante.
Factores de deterioro del glicol
Los factores principales que influyen en el deterioro del glicol son los
siguientes:
Condiciones de acidez: resulta de la absorción de constituyentes ácidos
del gas natural, y por la descomposición del glicol en presencia de oxigeno y
excesivo calor en el horno.
Para combatir la oxidación se debe evitar que el glicol tenga contacto con
el aire, utilizando un colchón de gas natural o un gas inerte en el tanque de
almacenamiento. Algunas sustancias ayudan a retardar la formación de
ácidos, debido a la oxidación como Bórax y KHPO. También se recomiendo
mantener el flujo de calor en el horno en 6.800 BTU/pie x hr.
Oxidación:
.- Los glicoles se oxidan rápidamente por la presencia de oxigeno
formándo ácidos corrosivos.
.- El oxigeno puede entrar al sistema de glicol por tres partes:
Acumulador de glicol.
.- A través del empaque prensa-estopas de las bombas. Este se debe
ajustar adecuadamente.
.- Raramente con el gas de alimentación.
Descomposición Térmica: La descomposición térmica del glicol ocurre
como resultado de un calor excesivo suministrando durante la regeneración,
con la consiguiente formación de compuestos corrosivos, las causas de la
descomposición térmica pueden ser:
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Una alta temperatura del rehervictor sobre el nivel de descomposición del
glicol.
Una tasa de flujo de calor muy alta, la cual puede descomponer
térmicamente al glicol debido al sobrecalentamiento. Esto ocurre cuando el
rehervidor es muy pequeño. En el caso de un intercambiador calentando por
fuego podría ser debido a que el controlador de temperatura que regula el
flujo de gas combustible, se encuentre descalibrado.
Sobrecalentamiento localizado, causando por depósitos de sal o
productos asentados en los tubos del rehervidor, o por mala dirección de la
llama dentro de los tubos calentadores en el caso de calentadores de fuego
directo.
La degradación del glicol se manifiesta por un olor a azúcar quemada,
color negro y una disminución del valor del PH de la solución. La utilización
de filtros de carbón activado no siempre es un método efectivo para la
remoción completa de los productos de degradación, pero elimina el color
negro de la solución obteniéndose un fluente de color claro.
En general, los productos de degradación son solubles en el agua y no
afectan la eficiencia del sistema de deshidratación, sin embargo debe
mantenerse en control continuo del PH en cualquier sistema donde se
observen degradación de glicoles.
Contaminación por sales: La presencia de sales disueltas en las
soluciones de glicol es quizás uno de los problemas mas serios que se
presentan en cualquier proceso de deshidratación.
Las sales al precipitarse aceleran la corrosión de los equipos, reducen la
transferencia de calor en los tubos del rehervidor y alteran la lectura de la
gravedad específica cuando es usado un hidrómetro para determinar la
concentración de la solución de glicol.
A medida que las soluciones de glicol son utilizadas, las sales disueltas en
el agua removida del gas natural contaminan dichas soluciones. Así por
ejemplo, es frecuente encontrar cloruro de sodio (NaCI) o cloruro de calcio
(CaCl2). La solubilidad del NaCI en el glicol disminuye al aumentar la
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temperatura, por lo cual se precipita la sal y se deposite en los puntos
calientes, tales como la superficie de los tubos de un rehervidor de los tubos
de fuego, produciéndose de esta manera puntos con altas temperaturas que
pueden causar fallas en los tubos y disminuir la eficiencia en el proceso de
regeneración.
Por otra parte, el cloruro de calcio es menos soluble en el glicol a bajas
temperaturas y precipita en las partes frías de las plantas, reduciendo la
capacidad de deshidratación de las soluciones de glicol.
Se recomienda mantener la concentración de cloruros (CI-) en la solución
de glicol menor a 500 ppm, para prevenir inconvenientes como los descritos
anteriormente.
La literatura reporta como limite de concentración de sales en el glicol,
un valor de 2500 ppm. Cuando esto ocurra se debe drenar el glicol y limpiar
la unidad. Equipos especiales pueden ser utilizados, tales como un lecho de
resinas de intercambio jónico.
Cuando están presentes hidrocarburos y sales en el glicol, se pueden
producir precipitados en los tubos del rehervidor los cuales no pueden
removerse con el simple bombeo de agua dentro del rehervidor para disolver
la sal. La razón de esto es que los hidrocarburos o el coque forman con la sal
capa sólida cuya eliminación requiere un trabajo de remoción mecánica.
En las plantas en las cuales se realice limpieza total del sistema y se ha
reemplazado la solución del glicol, aun pueden tener una cantidad de sales
muy altas. Este alto contenido de sales puede ser el resultado de una
remoción insuficiente de las sales, ya que pueden existir en algunos equipos,
capas de coque con depósitos de sal. Así cuando se añade glicol nuevo, con
el tiempo y con temperaturas elevadas, el glicol reabsorbe la sal y se
restablece una concentración de equilibrio.
Presencia de hidrocarburos: Los hidrocarburos líquidos presentes en el
glicol, como consecuencia de un arrastre del glicol en el separador de
entrada o concentración en el aumentan la tendencia de formación de
espuma, degradación y pérdida de glicol.
47
El contenido de hidrocarburos en el glicol debe ser menor a 0,3% p/p.
La mayoría de los problemas con hidrocarburos se puede evitar de la
siguiente forma:
Funcionamiento apropiado del separador de entrada del gas al sistema.
Operar correctamente el separador trifásico glicol-gas-condensado
(tanque de expansión). Se recomienda operar este equipo a temperaturas
del orden de los 150°F, con lo cual se evita la formación de emulsiones y se
logra una mejor separación glicol-gas-hidrocarburos.
Filtración con carbón activado de la comente de glicol rico caliente antes
de entrar al regenerador.
Sedimentos: La arena, el polvo y los productos de corrosión de tuberías
tales como el sulfuro de hierro y el herrumbre que trae el gas de
alimentación, pueden ser arrastrados por el glicol en el contactor sino son
removidos previamente en el separador de entrada.
Estos sólidos juntos con hidrocarburos presentes en el glicol,
eventualmente se asientan formando una goma negra, pegajosa y abrasiva,
la cual puede erosionar las bombas y otros equipos, taponar los platos o
empaques del contactor y el empaque de la torre despojadora, y depositarse
en los tubos del rehervidor.
Una apropiada filtración del glicol rico y pobre elimina este problema. Se
recomienda mantener las concentraciones de sólidos en el glicol por debajo
del 0,01% p/p.
Formación de espuma: La formación de espuma en soluciones de glicol
es uno de los problemas más frecuentes y persistentes en plantas de glicol.
La formación de espuma puede incrementar los costos de operación de una
planta debido a perdidas de solución de glicol, así mismo reduce la superficie
de contacto gas- glicol, lo cual redunda en que el gas tratado salga fuera de
especificación.
La presencia de hidrocarburos líquidos yío inhibidores de corrosión son
las causas principales de formación de espuma. Partículas sólidas
suspendidas en la solución de glicol no causan espuma. Sin embargo tienden
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a estabilizar la espuma una vez formada o a incrementar cualquier tendencia
de formación de espuma de las soluciones.
La solución a los problemas de formación de espuma es tener un
apropiado cuidado de la solución de glicol. Las medidas más importantes que
se deben tomar en consideración son: Una limpieza efectiva del gas antes de
entrar a la planta y una buena filtración de la solución circulante.
Para inhibir la formación de espuma se pueden utilizar antiespumantes,
pero esto será solo un control temporal hasta que los promotores de la
formación de espuma puedan ser determinados y eliminados.
Como antiespumantes se recomienda alcoholes de alto peso molecular,
polietilenglicoles y polímeros de etilenglicol. Estos inhibidores se emplean en
un rango entre 5 y 15 ppm.
Aunque las emulsiones de silicona, también son utilizadas como
antiespumantes, son algo costosas y pueden descomponerse en el rehervidor
promoviendo la formación de espuma.
La adición de anti espuma en exceso puede ocasionar que se incremente
la formación de espuma.
Sistema de inyección de glicol para inhibir hidratos
La formación de hidratación de gas, conocida como congelación, es un
problema potencialmente grave en las tuberías de flujo de gas natural
comenzando en el pozo de producción y terminando en el sistema de entrega
del cliente. La inhibición eficaz de la formación de hidratación, especialmente
durante el clima frío, es esencial para los productores y las compañías de
transmisión si deben mantener un suministro continuo de gas natural. Los
métodos de control de congelación fluctúan desde la remoción de agua del
chorro de gas hasta la disminución del punto de condensación del agua. Un
participante simplificó las operaciones de campo reemplazando un
deshidratador de gas de glicol con una inyección de metanol en algunos de
sus sistemas de reunión de gas de baja presión (50 a 400 psi). La inyección
de metanol resultó ser un método más eficiente y sencillo para controlar la
49
formación de hidratación de gas en las tuberías de gas que la deshidratación
de glicol. Se eliminaron las emisiones de metano y de compuestos orgánicos
volátiles (VOC, por sus siglas en inglés) de los deshidratadores de glicol. Los
costos de energía fueron insignificantes porque la bomba de metanol es de
energía solar. El proceso resultó tan exitoso que este participante convirtió
más de 70 unidades adicionales.
Aplicabilidad: El reemplazo de los deshidratadores de glicol con
inyecciones de metanol se aplica a los sistemas de gas con un contenido de
agua que no cumpla con las especificaciones de las tuberías.
Descripción Del Proceso: El circuito de glicol tiene por función remover el
agua condensada durante las etapas de enfriamiento e inhibir la formación
de hidratos que a bajas temperatura se pudieran formar.
Al tal efecto se inyecta en las placas del intercambiador gas / gas y
chiller, una solución de trietileno glicol al 92%, la cual se diluye hasta el 82%
con el agua condensada. La solución acuosa de trietileno glicol fría al 82% en
peso que sale del separador frió, se une con la corriente de trietileno glicol
que sale de la torre contactora, ambas corrientes se precalientan en el
stripper. Esta solución ingresa al tanque de flasheo en donde los vapores de
hidrocarburos se desprenden. Desde el separador la solución de glicol es
enviada a los filtros de glicol tipo malla para la retención de partículas sólidas
en suspensión que pudieran arrastrar la corriente, siendo necesaria su
retención pues su presencia inhibe la ruptura de emulsión interfacial que por
presencia de hidrocarburos pudiera formarse. De ahí se extrae una corriente
de trietileno glicol para enviarla nuevamente al sistema de enfriamiento.
En el cabezal del intercambiador gas / gas del equipo se encuentra la
tobera de inyección que ingresa aproximadamente 12 Lts/hr de trietileno
glicol al 92%, la tobera atomiza la solución Del mismo modo que en el
intercambiador, el cabezal del chiller posee una tobera de inyección que
puede suministrar 12 Lts/hr de trietileno glicol al 92% sobre la placa tubular.
Las toberas utilizadas para la inyección de TEG son del siguiente tipo: En el
50
intercambiador gas / gas es de 3/8”, la otra es de ½”, finalmente en el chiller
se tiene una tobera de ¼”.
El gas, la gasolina condensada y la solución acuosa de trietilen glicol
proveniente del chiller, ingresan al separador frió donde las tres fases son
separadas. Este equipo es un recipiente trifásico horizontal. Al ingreso al
separador existe un baffle de impacto que obliga a los líquidos a dirigirse al
fondo del equipo. Este separador posee una bota, desde la cual se remueve
la solución de glicol bajo la acción de un controlador de nivel, que gobierna la
válvula en la descarga de glicol. La gasolina que proviene del separador frió
es enviada al separador intermedio de baja temperatura, na temperatura de
30ºF por efecto de la reducción de presión. Los líquidos del separador
intermedio, son enviados a la columna de estabilización ingresando como
reflujo para enfriar los gases de cabeza.
El resto del glicol que no se usa en la inyección, pasa por los filtros de
carbón activado donde se retienen por absorción las trazas de hidrocarburos
presentes. La corriente ingresa luego al regenerador de glicol del tipo de
fuego directo, con una columna rellena montada en el domo donde es
calentada hasta aproximadamente 360ºF. Esto produce la separación de
vapor de agua que asciende por la columna rellena del regenerador
evacuándose a la atmósfera.
De esta manera la solución acuosa de trietileno glicol se concentra al
100% en peso. La solución concentrada se enfría hasta 120ºF en el
intercambiador glicol / glicol y es tomada por las bombas de inyección para
su envió a la torre contactora de 60 MMCFD de capacidad con un caudal de
4.85
Inhibición de Hidratos con Glicol: Los hidratos de gas tienen una
estructura cristalina similar en apariencia a los cristales. Los hidratos de gas
están principalmente compuestos de hidrocarburos, pero también pueden
formar hidratos el H2S, el NH3, CO2, y acetileno.
Las condiciones para evitar la formación del hidrato es calentado el gas,
aunque esta practica es ordinariamente impractico y antieconómico debido a
51
los grandes volúmenes que se puedan manejar. Un medio simple de prevenir
la formación del hidrato es un sistema estático o dinámico, es quitar el agua
libre, o introduciendo un inhibidor para disolver selectivamente el hielo
formado, o inhibir la formación del cristal.
La inyección de glicol se efectúa mediante un dispositivo llamado
atomizador, que es una cañería recta de diámetro pequeño que proyecta a
través de la misma él liquido en forma de niebla o llovizna fina, mejorando
grandemente así la inhibición.
El glicol acuoso es separado en un equipo del condensado y el gas, y es
enviado a una columna de destilación para su reconcentración, y vuelto
nuevamente al punto de inyección para el circuito. El punto de roció del gas
no solo depende de la temperatura del separador frió, sino también de la
cantidad y la concentración del glicol inyectado, proporcionando los
volúmenes adecuados se logra entre el glicol y el gas unas condiciones de
equilibrio propicias para reducir el punto de roció de agua.
Para lograr ese equilibrio es importante tomar en cuenta dos factores:
Una es la flexibilidad que debe tener la bomba a poder regular el caudal de
glicol a ser inyectado, debido a las continuas variaciones en el flujo de gas.
El otro factor importante es la boquilla, en la cual se logra una proporción
en la inyección especifica, el cual depende mucho de la densidad, viscosidad
y limpieza. La experiencia ha demostrado que bajo esas condiciones optimas,
una llovizna fina o nieblina resultaran muy beneficiosamente. La adaptación
de la boquilla y orientación pueden requerir en el lugar de trabajo orientarlas
a las condiciones de inyección optimas. Así, es que la boquilla y la capacidad
de la bomba se emparejan tan estrechamente para obtener una dispersión
completa del glicol en el caudal de gas. Debe evitarse inyecciones grandes de
glicol y deben establecerse las condiciones de equilibrio.
Los tiempos de residencia en los separadores deben estar entre 7 a 14
minutos, si el tiempo es reducido, el condensado arrastrara consigo glicol. A
una temperatura determinada, la concentración debe estar entre las dos
52
líneas, siendo una concentración de un 60% de glicol seguro a cualquier
temperatura. T glicol pobre contienen entre un 15-25% de agua.
Selección del Inhibidor de Hidratos: El conocimiento de la composición
del gas natural es muy importante para seleccionar el glicol a ser usado. Si
una línea transporta solo gas natural, el eti ya que tiene una solubilidad mas
baja en los hidrocarburos de peso molecular alto.
Por otro lado, si las perdidas de vaporización son altas, los dietileno o
trietileno glicol son los más convenientes debido a tener una presión de
vapor bajo, sin embargo debido a su peso molecular mas alto, no serán tan
eficaz como el etileno en su habilidad para impedir la formación de hidratos.
Aunque el etileno glicol normalmente es la mejor opción para la inhibición de
hidratos, no es muy practico su uso en equipos de deshidratación de gas
debido a su presión de vapor alta, mientras que los dietilen o trietilen están
mejor preparados para ser usados en unidades de deshidratación. Por
consiguiente, siempre que en la deshidratación se use junto con la inyección
de glicol, es normalmente muy ventajoso usar un solo glicol, siendo el
dietilen glicol el que mejor se adapta en los sistemas combinados.
Limpieza de sistema de glicol
En los sistemas de glicol se realizan generalmente limpiezas químicas y
algunas veces limpiezas mecánicas de los equipos.
Durante las limpiezas químicas se debe tener especial cuidado, ya que
algunas veces puede resultar dañina una vez puesta en funcionamiento la
planta. A continuación se presenta algunas técnicas de limpieza química que
pueden ser perjudiciales:
El uso de agua caliente o fría, con o sin detergentes puede ser
beneficioso, pero si quedan residuos de detergentes por exceso del mismo en
la solución agua — detergente o residuos sólidos en los equipos, se puede
formar espuma lo cual puede ser un problema por largo tiempo, aun cuando
la solución de glicol sea mantenida en condiciones óptimas.
53
La limpieza con vapor no es muy efectiva y puede ser dañina, el vapor
tiende a endurecer los depósitos en el sistema y hacerlos incluso imposible
de eliminar.
La Umpieza con ácidos también pueden crear problemas adicionales en el
sistema de glicol.
Como recomendación general, para la limpieza se deben utilizar
productos químicos especiales y acatar las instrucciones de limpieza
indicadas por los fabricantes, con esto se evita en lo posible los problemas
posteriores para una limpieza inadecuada.
Analisis del glicol en pruebas de laboratorio
Se hace necesario realizar análisis a las muestras de Glicol, ya que por
medio de las mismas es posible determinar los problemas operacionales que
afectan al sistema de deshidratación.
Gravedad específica: la prueba de gravedad específica es usada para
determinar la pureza del glicol. Una gravedad especifica alta, indica que el
glicol puede estar contaminado con materiales sólidos. Una gravedad
especifica baja puede indicar lo siguiente:
.- Gran cantidad de agua en la muestra.
.- Contenido de hidrocarburos en la muestra.
Agua: El contenido de agua indica lo bien que el glicol absorbe agua y la
eficiencia de la columna despojadora y del rehervidor en la concentración del
glicol. Un alto contenido de agua, reducirá la capacidad del glicol para
absorber agua y se tiene como resultado un alto punto de rocío en la
corriente de gas.
Hidrocarburos: La prueba de hidrocarburos mide el petróleo presente en
la solución de glicol. Una gran cantidad de hidrocarburos en el glicol es
indicativo de que el separador de entrada, no esta trabajando
eficientemente. Esto puede indicar la necesidad también de un separador
trifásico gas-glicol-condensado.
Los hidrocarburos reducen las características higroscópicas del glicol y
tienden a depositar coque sobre el empaque de la columna despojadora,
54
reduciendo su eficiencia. También se deposita sobre los tubos de un
rehervidor calentado por fuego originando puntos calientes, los cuales
reducen la vida de los mismos. Un contenido de hidrocarburos de 0,3% se
considera alto.
Sólidos totales: Una gran cantidad de sólidos suspendidos y sólidos
residuales son usualmente indicativo de una filtración inadecuada. La
presencia de sólidos en el sistema puede resultar de una pobre separación en
la entrada, alta corrosión, hidrocarburos o degradación térmica del glicol.
Estos sólidos pueden crear sedimentos en el sistema, causando formación de
espuma y una emulsión estabilizada. Los sólidos también pueden acumularse
sobre los tubos de un rehervidor calentado por tubos de fuego, causando
puntos calientes, lo cual reduce la vida de tos tubos de fuego, causando
puntos calientes, lo cual reduce la vida de los tubos de fuego y acelerando la
degradación térmica del glicol.
Hierro: La cantidad de hierro es un indicativo de corrosión. Esto es
usualmente permisible hasta 50 ppm. La mayor parte del hierro de corrosión
es insoluble. Altas cantidades de hierro indican la necesidad de usar
inhibidores de corrosión y realizar un monitoreo de tasas de corrosión
mediante el uso de cupones.
Tabla 5 Análisis y métodos para muestras de glicol
ANALISIS METODO
AGUA TITULACIÓN KART FISHER
PH POTENCIOMETRO
FORMACIÓN DE EMULCIÓN VISUAL
CROMATOGRAFIA DE GAS INSTRUMENTAL
DESTILACIÓN DE HIDROCARBUROS ASTM o MODIFICADO de SEAN-STARA
TENDENCIA A ESPUMA PRUEBA DE ESPUMA
CLORUROS ORGÁNICOS AgNO3 - VOLHARD
Na,K ABSORCIÓN ATÓMICA Y CUALITATIVA
Fe CALORIMÉTRICO
OTROS METALES MÉTODO DE EMISIÓN
GRAVEDAD ESPECIFICA HIGRÓMETRO
55
Analisis de resultados de muestra de glicol
Mucho se puede aprender de simples observaciones hechas por el
operador en el campo y muchas veces, de una simple inspección visual,
pueden deducirse medidas correctivas. Por ejemplo, la presencia de un
precipitado negro finamente dividido, producto de corrosión de acero tales
como FeS y Fe3PO4 revelan que esta ocurriendo corrosión y puede indicar
también una inadecuada filtración.
Una solución viscosa negra indica que hidrocarburos pesados
alquitranosos son arrastrados con el gas, lo cual es debido a problemas de
separación. Un olor a azúcar quemada acompañada de un PH bajo y una
solución oscura es señal de que esta ocurriendo una degradación térmica cJe
la solución de glicol en el rehervidor.
Tabla 6 Valores óptimos del glicol
R IC O P OB R E
CLORURO (mg/l) < 600 < 600
HIDROCARBBUROS (Wt%) < 0.3 < 0.3
HIERRO (mg/l) < 15 < 15
AGUA (Wt%) 3.5 - 7.5 < 1.5
SÓLIDOS SUSPENDIDOS (mg/l) < 200 < 200
TENDENCIA ESPUMA ALTURA DE ESPUMA 10 - 20 ml TIEMPO DE RUPTURA, 5 seg
COLOR Y APARIENCIA
.- EL PH USUALMENTEES INFERIOR EN EL GLICOL RICO DEBIDO AL GAS ACIDO CONTENIDO
.- LA DIFERENCIA ENTRE EL GLICOL RICO Y POBRE ES DEBIDO A SU CONTENIDO DE AGUA
ENTRE 2 6 %
PARAMETRO
LIMPIO Y DE COLOR CLARO AMBAR MEDIO
.- LOS HIDROCARBUROS, HIERRO Y DEMÁS SÓLIDOS SUSPENDIDOS INDIFERENTEMENTE
EL GLICOL RICO O POBRE DEPENDEN DE LA CALIDAD DE FILTRADO.
GLICOL
2.2.13. Control de PH
EL PH es una medida de la acidez o alcalinidad de una sustancia y es
valorada en una escala de O a 14. Los niveles de PH por debajo de 5, el
glicol se auto-oxida; Esto es el resultado de la formación de peróxidos,
aldehídos y ácidos orgánicos, como ácido fórmico y acético. Un PH menor de
56
7 indica que la solución es ácida, 7 es exactamente neutro, y más de 7 indica
que es alcalina. Con un nivel optimo en 7,3. Para prevenir la corrosión será
necesario mantener el PH de la solución de glicol entre 7,0 y 8,5 pero a estas
condiciones promueve la formación de espuma y emulsiones.
El alcano láminas (como el etano lámina) es las sustancias más
recomendadas para subir el PH y mantener dentro del rango, debido a las
siguientes razones:
La solubilidad de la amina en glicol no depende del contenido de agua.
La amina puede ser fácilmente determinada por análisis de laboratorio.
Las reacciones del gas-amina son reversibles, por lo que la amina es
retenida en el horno y puede ser utilizada nuevamente.
Los ácidos corrosivos formados por la descomposición térmica del glicol,
oxidación o por presencia de H2S y el CO2 disuelto en el glicol, pueden ser
neutralizados por bases como: Bórax, Aminas, Nacap, etc. Estas bases deben
ser añadidas lentamente y en pequeñas cantidades, un exceso puede
precipitarse y producirse un lodo. Por esta razón se pueden requerir cambios
de filtros adicionales mientras el glicol es neutralizado.
El PH puede ser medido con un papel tornasol o un equipo de prueba de
PH, acatando todas las recomendaciones del manejo de estos equipos. Las
mediciones de PH se aplican a soluciones de glicol pobre. El PH de las
soluciones de glicol rico no es representativo debido a que pueden contener
H2S y/o CO2, lo cuales se liberan en el sistema de regeneración.
2.2.14. Simuladores de Proceso
Un simulador de procesos es la representación de modelos matemáticos,
los cuales reproducen las operaciones unitarias de un proceso dado,
basándose en balances de masa y energía, principios cte termodinámica y
fenómenos de transporte, además de incluir el comportamiento de los
controladores discretos y continuos del proceso a simular.
Los simuladores cte procesos utilizan softwares especializados, los
cuales, mediante ecuaciones de estado, modelos matemáticos y las
57
diferentes ecuaciones de diseño aplicables para cada operación, calculan las
diferentes variables operacionales de cada una de ellas.
Los paquetes de simulación de procesos tienen por lo general la misma
estructura básica, cambian en la manera de introducir los datos, algunas
ecuaciones de estado y métodos termodinámicos usados, la disponibilidad de
datos experimentales en biblioteca interna, el número y tipos de
componentes, la precisión y rapidez en los cálculos y la presencia o ausencia
de una operación.
Simulador de procesos PRO II v 8.1
Este simulador es un programa computarizado, desarrollado por la
compañía Simulation Science Inc. (SIMSCI). Este programa permite la
simulación de procesos en la industria química, petrolera, del gas natural y
de combustibles sintéticos.
Está diseñado en un lenguaje interactivo, el cual permite una fácil
instalación y manejo de las operaciones unitarias; además se encarga de
predecir el comportamiento de los diferentes equipos y propiedades de las
diferentes corrientes luego de establecerse el estado estable del sistema,
estos se utilizan ampliamente para revisar y evaluar el comportamiento de
una planta, conocer las condiciones de operación del sistema, sin necesidad
de evaluar a nivel de campo, lo que permite trabajar en forma preventiva
ante problemas operacionales ocurridos.
El PRO II, combina una librería de datos de componentes químicos puros
y métodos de predicción de propiedades termodinámicas con las mas
avanzadas y flexibles técnicas de operaciones unitarias. Provee al ingeniero
de procesos de facilidades computacionales para desarrollar todos los
balances de masa y energía necesarios para simular procesos en estado
estacionario. Además, este simulador permite un fácil manejo de las
unidades de proceso, entre sus opciones principales cuenta una hoja de
trabajo, la cual permite una rápida identificación de las condiciones y
propiedades de las comentes involucradas en el proceso donde se permite
58
cambiar de manera sencilla los valores de composición, flujo, temperatura y
presión en las corrientes específicas. Provee un diagrama del proceso en el
cual, mediante comandos específicos, presenta las condiciones de presión,
temperatura, flujo yio entalpías de las diferentes comentes interconectadas
en el proceso.
El simulador PRO II posee la flexibilidad para modelar una amplia gama
de procesos químicos orgánicos e inorgánicos. Esta gama se extiende desde
la producción del amoníaco y gases industriales, a través de productos
petroquímicos primarios e intermedios, polímeros, productos farmacéuticos,
hasta sistemas electrolíticos tales como aminas, ácidos, sales, y agua
amarga.
Así mismo permite:
.- Diseñar nuevos procesos
.- Configurar alternativas de evaluación de la planta.
.- Modernizar y mejorar las plantas existentes.
.- Determinar y documentar en conformidad con regulaciones
ambientales
.- Localizar averías de la planta.
.- Optimizar y mejorar la producción y los beneficios de la planta.
La ecuación de Peng Robinson (PR), la de Redlich Kwong (RK) y la de
Soave Redlich Kwong (SRK), son las más utilizadas en la industria del
procesamiento de gas natural.
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de Investigación
Toda investigación necesita el desarrollo de un marco metodológico, en el
cual se contemplen las operaciones básicas que permitan llevar a cabo el
proceso de estudio.
Al realizar una investigación es necesario determinar el tipo de
investigación de que se trata, tomando en cuenta el propósito que se
pretende lograr al resolver el problema y el tiempo que se dispone para
lograrlo. Con respecto a la clasificación de la investigación científica existe
hoy en día mucha bibliografía, sin embargo debido a que nuestra
investigación consiste en la optimización del sistema de deshidratación de
gas natural en plantas de extracción de líquidos, el trabajo realizado se
considera de tipo descriptiva y documental.
“Una investigación es del tipo descriptivo cuando se trata de obtener
información acerca del fenómeno o proceso para describir sus implicaciones
sin interesarse mucho en conocer el origen o causa de la situación” Los
estudios descriptivos miden de manera más bien independiente los conceptos
y variables a los que se refieren; Sin embargo se pueden integrar las
mediciones de cada uno de las dichas variables para decir como es y corno
se manifiesta el fenómeno de interés. Según la definición de Hernández.
Sampieri y otros (2004).
De igual manera esta investigación puede clasificarse como documental
debido a que uno de los métodos de investigación utilizado fue la
recopilación de información en forma documental.
60
La investigación documental “permite un conocimiento previo o bien el
soporte bibliográfico o documental vinculante al tema, debido a que se
recurrió a libros, textos, folletos, manuales, entre otros. Relacionados con el
tema en estudio, los cuales vienen a brindar todo el apoyo teórico de la
investigación, abarcando lo relacionado con la modificación de las válvulas en
estudio, de acuerdo con Bavaresco (1997).
De igual manera, definen a la investigación documental como “aquella
cuyo objeto es el documento en su más amplia aceptación, todo lo que
informa, da testimonio o prueba de algo. Diarios, revista y sus artículos,
anuncios, volantes, hojas sueltas, folletos impresos y multigrafiados,
informes de todo género, material reproducido y seleccionado en fototecas,
mapas, planos; en una palabra, buen número de material estrictamente
bibliográfico”. De la Torre y Navarro (1995).
Por su propósito, es de carácter aplicada ya que el estudio busca mejorar
la calidad del gas obteniendo así una mayor eficiencia en el sistema de
deshidratación en las PCTJ-2. Según G. Arias.
3.2. Diseño de la Investigación
“El diseño de la investigación tiene como objetivo proporcionar un modelo
de verificación que permita contrastar hechos con teorías y su forma es la de
una estrategia o plan general que determine las operaciones necesaria para
hacerlo”. En función de los datos a ser recogidos para llevar a cabo una
investigación es factible categorizar a los diseños en dos grandes tipos
básicos: diseños bibliográficos y de campo (Sabino, 1996).
Los diseños de campo se refieren a los métodos a emplear cuando los
datos de interés se recogen en forma directa de la realidad, mediante el
trabajo concreto del investigador y sus equipos; estos datos obtenidos
directamente de la experiencia empírica, se les conoce como primarios
(Sabino, 1996). Esta investigación puede clasificarse como de campo, ya que
la obtención de información fue realizada en un ambiente de trabajo
61
específico, en donde se realizaron y se visualizaron condiciones con las que
se lograron alternativas que dieron solución al problema planteado.
Para Ravaresco (1997), una investigación de campo se realiza en el
propio sitio donde se encuentra el objeto de estudio. Ello permite el
conocimiento más a fondo del problema por parte del investigador y puede
manejar los datos con mayor seguridad.
Según Tamayo M (1999), una investigación se considera de campo
cuando los datos se recogen directamente de la realidad, su valor radica en
que permite cerciorarse de las verdaderas condiciones en que se han
obtenido los datos.
Debido a lo expuesto por Fernández, Hernández y Batista (1998), en un
estudio no experimental no se construye ninguna situación, sino que se
observan situaciones ya existentes, no provocadas intencionalmente por el
investigador. Esta investigación se situó dentro de esta clasificación, puesto
que fue imposible llevar a cabo un estricto control sobre las variables que
intervienen en el proceso, esta investigación se apoyo en los datos anteriores
y en la información aportada por el personal que labora en PCTJ-2 basada en
la experiencia y conocimientos propios.
3.3. Técnicas e Instrumento de Recolección de Datos
Las técnicas y recolección de datos son todos aquellos medios que le
permiten al investigador obtener la información necesaria para la elaboración
de una investigación.
Con el objetivo de alcanzar el propósito de dicha investigación se utilizó
la entrevista, la cual Tamayo Tamayo la clasifica libre y dirigida. En este caso
se realizaron entrevistas dirigidas al personal que labora en planta
específicamente a los operadores panelista y supervisores.
Finalmente una vez obtenida y válida la información se procedió a
introducirla en el analizador de PRO II, el cual simula el recorrido del glicol
por el Sistema de Refrigeración Secundaria para la Deshidratación de Gas
extrayéndose el vapor de agua por el método de absorción.
62
3.4. Población – Muestra
3.4.1. Población
Tamayo y Tamayo, (2000), define la población como “la totalidad del
fenómeno a estudiar, donde las unidades de la población poseen
características comunes, estudia y da origen a los resultados de la
investigación”.
Según Bavaresco (1997), toda investigación debe plantearse inicialmente
la delimitación espacial. Esa delimitación señala el universo operacional, de
lo contrario se haría muy complejo el proceso, esta puede ser cuantitativa o
no cuantitativa.
Para los fines particulares de este estudio la población y sobre la cual se
generalizan los resultados una vez habiéndose hecho referencia a este
planteamiento, se puede decir que en esta investigación la población esta
conformada por los sistemas de deshidratación del gas natural perteneciente
a la planta compresora TJ-2, por lo tanto se considera la población como
cuantitativa.
Tabla 7 Población del área en estudio.
PLANTA COMPRESORA MÓDULO DE DESHIDRATACIÓN
T J -2 1
POBLACIÓN
3.4.2. Muestra
La muestra es una parte representativa de la población, un subconjunto
de elementos que pertenecen a un conjunto definido de características como
población (Hernández R. y otros).
Considerando que la muestra es el sistema de deshidratación del gas
natural de la planta compresora TJ-2, la población objeto de estudio es
relativamente pequeña (menor de 100), no será necesario utilizar técnicas
de muestreo.
63
3.5. Fuentes y técnicas de recolección de Datos
“Los instrumentos y las técnicas de recolección de datos que se utilizan
como herramientas para el estudio son medios que emplean los
investigadores para medir el comportamiento o atributos de las variables”
(Chávez N. 1998).
A fin de dar cumplimiento a los objetivos propuestos en la investigación,
se aplicaron diversas técnicas que permitieron establecer los parámetros y
con ello los resultados de la investigación. “La recolección se efectúa solo
como una consecuencia de la necesidad de encontrar los datos requeridos
para su comprobación empírica (Sabino C. 1996). Las fuentes de recolección
de datos utilizados en esta investigación pueden clasificarse según su
procedencia en:
3.5.1. Fuentes Primarias
De las cuales se obtuvo información real, mediante:
Observación directa del campo
Consistió en la recopilación de datos e información necesaria mediante la
observación o visualización en sitio de los equipos en estudio (plantas
compresoras Tía Juana-2); así mismo, su funcionamiento, proceso,
disposición, entre otras. Este tipo de observación se hizo de dos (2) modos;
Observación directa participante
La información se obtuvo a través de una percepción directa y tangible
de la situación mediante las visitas a la planta compresora de gas ubicadas
en el Lago de Maracaibo, mediante las cuales se pudo observar el
funcionamiento de cada componente de la deshidratadora y la problemática
que esta presenta.
Observación indirecta no participante
Se realizó a través de los datos aportados por el personal de apoyo que
labora en la planta compresora Tía Juana-2, objeto de estudio.
64
Entrevista no estructurada
La entrevista se define como un proceso interactivo (verbal o escrito) que
tiene lugar entre el entrevistado y el entrevistador con el fin de obtener la
información requerida para el estudio en cuestión. “Una entrevista no
estructurada es aquella en que no existe una estandarización formal,
habiendo por lo tanto un margen más o menos grande de libertad para
formular las preguntas y las respuestas” (Sabino, C. 1996).
Esta se fundamentó en una combinación de preguntas abiertas y
cerradas, dirigiendo la conversación en función de tópicos previamente
definidos tales como: información sobre el proceso de deshidratación,
equipos que la comprenden y el posible arranque de las mismas. Este tipo de
entrevista combina elementos de la entrevista formal con la informal donde
se aplican técnicas de entrevista “no guiadas”, “guiadas con suavidad”, “con
embudo” (de preguntas más generales a más especificas), “el embudo
invertido” o entrevista focalizada.
Esta entrevista se le aplico al personal supervisorio que custodia la planta
de gas, así como también al personal técnico y operadores de las plantas
compresoras objeto de estudio.
Visitas
Constituyó una de las técnicas aplicadas con mayor frecuencia, se
observó cuidadosamente, durante visitas programadas a las plantas
compresoras de gas, a lo largo del área verificando el estado de los equipos
principales del proceso de deshidratación del gas natural, así mismo, el
reconocimiento para identificar sus partes, componentes y estado de las
variables de cada equipo, como presión, temperatura, diferencial de presión,
consumo de glicol, Ph, etc.
3.5.2. Fuentes Secundarias
Los datos secundarios suelen encontrarse dimensionados, ya que el
material escrito corrientemente se dispersa en múltiples archivos y fuentes
de información” (Sabino, C. 1996). Por esta razón las bibliotecas son la
65
mejor opción, pues este tipo de fuente ofrece información básica sobre el
asunto a investigar. Los datos secundarios son registros escritos que
proceden también de un contacto con la práctica que han sido recogidos y.
muchas veces, procesados por otros investigadores. Las fuentes secundarias
utilizadas fueron as siguientes:
Libros de textos: Esta investigación se inició con la búsqueda de libros
que contienen la información necesaria y relevante para conformar las bases
teóricas del estudio, a través de este instrumento, se obtuvo información
referente a la deshidratación, su clasificación, funcionamiento, entre otros.
Es importante destacar, que la procedencia de los libros y textos utilizados,
en su mayoría, pertenecen a PDVSA y a particulares, cuyos datos
bibliográficos se exponen en la bibliografía de esta investigación.
Tesis de grado: Al comienzo de la investigación se procedió a la
búsqueda de información previa a este estudio, encontrándose algunas tesis
de grado procedentes de la biblioteca de la Universidad del Zulia y de PDVSA
donde se encontró un trabajo especial de grado realizado por alumnos de “La
Universidad del Zulia”, cuya relación y discrepancia se exponen en los
antecedentes de la investigación, esta información sirvió de orientación en
cuanto a la metodología a implementarse.
Manuales del fabricante: En éstos se consultó toda la información
correspondiente a las deshidratadoras, entre las cuales destacan: partes,
componentes, características de funcionamiento, temperatura de succión,
temperatura de descarga cantidad de gas manejado y cantidad de glicol
manejado, entre otras.
Diccionarios enciclopédicos: Para conformar las definiciones de términos
básicos incluidos en el marca teórico, se utilizaron diccionarios que ayudan a
explicar de forma clara las palabras técnicas con el fin de lograr la adecuada
interpretación de la información suministrada.
66
Técnicas de recolección de la información
Esta técnicas conducen a la verificación de lo planteado. Cada tipo de
investigación determinará las técnicas a utilizar y cada técnica establece sus
herramientas, instrumentos o medios que sean empleados (Bavaresco de
Prieto. Aura: 1994).
3.6. Simulador PRO II v 8.1
Este programa es un simulador de proceso el cual es utilizado por el
ingeniero para observar y resolver problemas en cuanto al manejo de flujo
que este en dicho proceso.
En la investigación se utilizó esta aplicación para conocer y comparar las
condiciones de operaciones como son: temperatura, presión, cantidad de
flujo y definir el estado actual de los procesos en el sistema de glicol para
dar el respectivo tratamiento analítico.
3.7. Desarrollo del Modelo de Simulación
La evaluación de los sistemas estudiados, comprendió la representación
de estos a través del paquete de simulación PRO II versión 8.1. Las
simulaciones se basaron en los diagramas de procesos de diseño de la planta
y posteriormente con los parámetros operacionales actuales (Ver tablas de
anexos).
Para desarrollar la simulación en los diferentes puntos se procedió de la
siguiente manera:
1) Se estructuraron los diagramas de bloque y de flujo para cada equipo,
identificando cada uno con sus respectivas corrientes y condiciones de
operación.
2) Se tomaron del balance de masa y de diseño las características de las
corrientes de alimentación a evaluar.
3) Se evaluó la simulación con la máxima capacidad de alimentación de
gas rico (91.9 MMPCED)
67
4) El condensador de la torre regeneradora se encuentra representado
por el condensador parcial incluido en la columna del equipo en el paquete
de simulación.
5) Se establecieron valores de caída de presión entre (3-5) PSIG. En los
filtros separadores F31A/B y F32 de acuerdo a los manuales de las normas
PDVSA.
6) La simulación de los intercambiadores de calor se realizó empleando la
opción riguroso “HXRIG”, que proporciona un estudio detallado y completo
de los intercambiadores, para lograr esto, se suministraron las
especificaciones mecánicas, así como las condiciones de proceso a las que se
evaluaron originalmente, entre las cuales se encuentra:
Lado tubo: número de tubos, diámetro externo, distancias entre los
centros (Picht), longitud, material, fluido a manejar y condiciones de entrada
de los mismos (temperatura, flujo) composición y presión).
Todos estos datos permitieron realizar la evaluación del intercambiador,
mediante el cálculo del coeficiente global de transferencia de calor (U), la
diferencia de temperatura media logarítmica (LMTD), el área del
intercambiador y las temperaturas de salida de ambos fluidos a las
condiciones dadas.
7) Los separadores, depuradores y tanques del sistema a evaluar, se
considero como adiabático ya que las perdidas de calor a través del sistema
de tuberías son despreciables, debido a que están recubiertas con aislantes
“fibra de vidrio” (Foam glass) que impiden la pérdida de calor a los
alrededores, asegurando temperaturas aproximadamente constantes.
8) Para el separador trifásico se considero la utilización de! modelo
termodinámico GLICOL, que es uno de los paquetes provistos por el
simulador, ya que no se dispone de una ecuación de estado lo
suficientemente precisa para evaluar el equilibrio vapor-liquido- liquido del
Trietilénglicol a las condiciones del proceso.
9) La simulación de la torre de absorción se realizo con un total de dos
platos teóricos ya que el número de platos reales de la misma es 8. Esto
68
basado según el libro de “INGENIERÍA DE GAS, PRINCIPIOS Y
APLICACIONES” de Marcías J Martínez, nos dice que un plato teórico es
equivalente a cuatro platos reales. (Pág. 82)
10) La simulación de la torre regeneradora del Trietilénglicol, se realizó
con un total de dos platos teóricos, ya que esta es una columna rellena y por
lo tanto tiene dos o tres platos teóricos, según el libro de “INGENIERÍA DE
GAS, PRINCIPIOS Y APLICACIONES” de Marcías J Martínez.
3.7.1. Simulación del Proceso con Datos Actuales
1) Los datos y condiciones de operación utilizadas en la simulación, se
tomaron de los reportes diarios de la planta.
2) Las condiciones del gas utilizado para evaluar el proceso actual se
tomo de una cromatografía de gases, efectuada al gas de entrada al sistema
de deshidratación para la fecha: Dic del 2009.
3) La cromatografía se realiza en base seca, por lo tanto hay que
desarrollar los cálculos pertinentes para saturarla de agua, y los resultados
de la misma, es la que adicionamos al proceso de simulación.
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1. Análisis de las condiciones operacionales en la PCTJ-2
Durante las visitas realizadas a la planta compresora Tía Juana 2, se
visualizaron una serie de problemas tanto mecánicos como operacionales. A
continuación se muestran los problemas observados en la planta:
Baja temperatura de regeneración de glicol: En algunos casos ésta
temperatura alcanza 360°F; lo cual trae como consecuencia una
regeneración incompleta del trietilénglicol, reduciendo por ende su capacidad
de deshidratación. La temperatura de regeneración del trietifénglicol debe
estar entre 80°F y 130°F, para garantizar la concentración requerida del
glicol y una diferencia de temperatura entre el glicol y el gas de 10°F.
Limitaciones del Sistema de Control de Procesos: EL deterioro y la falta
de la instrumentación básica han reducido el nivel de automatización. Este
hecho contribuye, de alguna manera, a generar y/o acentuar gran parte de
los problemas antes descritos. La operación manual por ejemplo del flujo de
trietilénglicol que entra a la torre contactora es inadecuada.
El método de análisis en campo para determinar la concentración del
trietilénglicol regenerado: Es mediante la lectura que proporciona un
hidrómetro en función de la temperatura del mismo, la cual se mide
mediante un termómetro de bulbo sin agitación. Este método no es él más
preciso, ya que introduce mucha incertidumbre en las lecturas y depende
mucho de la pericia del operador.
Falta de un seguimiento frecuente al PH del trietilénglicol: Con el fin de
confirmar que el pH utilizado en el proceso de deshidratación es el adecuado.
El mismo debe estar comprendido entre 7,0 y 8,5.
70
4.2. Evaluación de las Propiedades Físico-Químicas del Glicol
La tabla 8, indica la cantidad de glicol consumido por el sistema de
deshidratación, la cual fue de ayuda para realizar una relación con la
cantidad de glicol que debe consumir normalmente y así saber si esta
funcionando correctamente.
Tabla 8 Consumo de glicol en la PCTJ-2
MES Tambores Litros
Julio 10 2080
Agosto 13 2704
Septiembre 12 2496
Octubre 12 2496
Noviembre 10 2080
Diciembre 4 832
Promedio del Consumo Real del Trietilénglicol (Julio a Diciembre de 2009)
12 Pipas: 2496 Lts/mes.
mesGalgallts
lts/659
/785.3
2496
Promedio de Gas Manejado (Julio 09 a Dic. 09)
78 MMPCD: 2340 MMPC/mes.
Perdidas de Glicol: MMPCGalmesMMPC
mesGal/28.0
/2340
/659
Con estos valores podemos notar que las perdidas de Trietilénglicol en la
planta son de 0.28 Gal/MMPC, en condiciones normales de operación. Estas
perdidas pueden ser significativa si se considera un valor máximo normal de
perdida de 0.10 Gal/MMPC. Estas perdidas de glicol pueden ser causada por
que la válvula de condensado del equipo trifásico (INTERCAMBIADOR Ó
CHILLER) se encuentra cerrada.
71
En la tabla 9, se puede observar los resultados de las muestras de glicol
tomadas en diferentes puntos de la deshidratadora. Estos resultados nos
indican el pH del trietilénglicol, su gravedad específica y él % de agua, al
compararlo con los valores de diseño, podemos notar que el pH del
trietilénglicol no esta dentro del rango de diseño el cual es de 7.0 a 8.5 esto
trae como consecuencia que trietilénglicol no tenga un óptimo rendimiento al
momento de deshidratar el gas.
Tabla 9 Resultados del análisis de laboratorio.
1.- TRIETILENGLICOL SALIDA D-32 120 °F
2.- TRIETILENGLICOL SALIDA D-34 160 °F
3.- TRIETILENGLICOL SALIDA D-36 130 °F
4.- TRIETILENGLICOL SALIDA FILTRO S-32 180 °F
5.- TRIETILENGLICOL VIRGEN
MUESTRA PH GRAV ESPEC INDICE DE REFRACCION % H20
1 6,78 1,115 1,4460 8
2 6,53 1,120 1,4530 2
3 5,32 1,120 1,4470 8
4 5,22 1,120 1,4470 7
5 5,10 1,110 1,4345 nd
RESULTADOS DE ANÁLISIS DE LABORATORIO
ANALISIS SOLICITADO: PH, GRV ESPEC, INDICE DE REFRACCION, % DE AGUA
FECHA DEL ANALISIS: 21-07-2009
4.3. Evaluación de las Propiedades Físico-Químicas del Gas
Empleando cilindros especiales de recolección de muestras de gas
resistentes a altas presiones, se tomaron dos muestras de gas en la entrada
y a la descarga de la planta Tía Juana 2, a fin de realizar su caracterización y
así poder tener conocimiento de la composición del gas de alimentación y
descarga respectivamente. Posteriormente se realizaron cálculos para
complementar la información relacionada con el contenido de agua en dichas
corrientes ya que los mismos se reportan en base seca.
72
Estos resultados de la composición del gas de entrada y de salida de la
deshidratadora fueron de suma importancia para la ejecución de la
simulación del proceso de deshidratación, la cual se explica más adelante.
En la tabla 10, se muestra la composición del gas de entrada y de salida.
Tabla 10 Composición del gas de entrada y salida de la deshidratadora
COMPONENTECOMPOSICION
MOLAR
CONTENIDO
LIQUIDO GPM
METANO 77,389
ETANO 10,89
PROPANO 8,45 1,61
ISO-BUTANO 0,54 0,31
N-BUTANO 1,56 0,49
ISO-PENTANO 3,56 0,17
N-PENTANO 0,47 0,15
HEXANOS 0,42 0,1
HEPTANOS 0,38
OCTANOS 0,34
NONANOS 0,08
DECANOS 0
UNDECANOS 0,025
NITROGENOS 0,34
CO2 2,26
GRAVEDAD ESPECIFICA O,750
PESO MOLECULAR 21,72 Lbs / mol
CONTENIDO LÍQUIDO 2,8772 GPM/ 1000PC
VALOR CALORIFICO BRUTO 1253 BTU/ PC
VALOR CALORIFICONETOO 1138 BTU/ PC
TEMP SEUDOCRITICA 305 °F
PRESION SEUDOCRITICA 873 LPCA
FACTOR Z DEL GAS 0,9954 CN
VISCOSIDAD DEL GAS 0,0141 CENTIP A PyT
COMPONENTECOMPOSICION
MOLAR
CONTENIDO
LIQUIDO GPM
METANO 72,508
ETANO 10,53
PROPANO 6,42 1,49
ISO-BUTANO 0,91 0,3
N-BUTANO 1,87 0,48
ISO-PENTANO 0,85 0,18
N-PENTANO 0,38 0,14
HEXANOS 0,29 0,12
HEPTANOS 0,13
OCTANOS 0,06
NONANOS 0,18
DECANOS 0,587
UNDECANOS 0,O12
NITROGENOS 0,4
CO2 2,38
GRAVEDAD ESPECIFICA 0,744
PESO MOLECULAR 21,58 Lbs / mol
CONTENIDO LÍQUIDO 2,7463 GPM/ 1000PC
VALOR CALORIFICO BRUTO 1241 BTU/ PC
VALOR CALORIFICONETOO 1126 BTU/ PC
TEMP SEUDOCRITICA 402 °F
PRESION SEUDOCRITICA 672 LPCA
FACTOR Z DEL GAS 0,9965 CN
VISCOSIDAD DEL GAS 0,141 CENTIP A PyT
GAS DE ENTRADA GAS DE SALIDA
4.4. Simulación del Proceso del Sistema de Deshidratación
Se recopilo el material bibliográfico relacionado con la descripción del
proceso del sistema de deshidratación de gas natural asociado a las plantas
modulares de compresión. Esta información se obtuvo de los manuales de
diseño de los equipos.
De los catálogos mecánicos y manuales de operación se obtuvieron los
detalles de construcción y las hojas de especificaciones de los equipos
principales, tales como: líneas, bombas, intercambiadores de calor,
recipientes, torres. Además se realizó una revisión de los diagramas de flujo,
73
tubería e instrumentación del proceso, para conocer la gama de equipos e
interconexiones de líneas existentes en la planta.
4.5. Resultados de la Simulación de Diseño
Cálculos de la simulación según diseño:
.- Entrada de agua en la corriente gaseosa a la DH1:
12.1086 LBS mol/hr = 57,8 LbsH2O /MMPCN
.- Salida de agua de la corriente deshidratada:
0,8687 LBS mol/hr 4,09 LbsH2O/MMPCN
Los resultados de la simulación de la planta de diseño, indican que se
obtiene un 92.83% de eficiencia.
4.5.1. Resultados Cromatograficos
Tabla 11 Composición del gas (sin agua) laboratorio de ULE.
COMPONENTE % MOLAR
Metano 77.338
Etano 10.59
Propano 5.49
lso butano 0.94
N-butano 1.54
Iso pentano 0.47
N — pentano 0.42
Hexano 0.36
Heptano 0.14
Octano 0,06
Nonano 0.02
Decano 0.003
Un decano 0.0005
Nitrógeno 0.34
Co2 2.28
Mw. 21.72
74
Solución de gllcol
TEG en solución al 98% por peso.
Gas de alimentación en la entrada
Presión: 1380 psi
Temperatura: 110°F
Caudal volumétrico de la unidad: 78 MMPCND.
Contenido de agua del gas en la entrada de la planta.
a) Sin CO2: (Porcentaje molar de hidrocarburos: 97.72%)
Correlación de SRK
A = 60.500
B = 19.1
MMPCNLbswhc 64741.639.19
1380
500.60
b) Con CO2 en el gas (% molar de CO2 = 228)
W CO2 = 70 Lbs/MMPCN
c) Contenido de agua en el gas de alimentación
MMPCNLbs6496.63
100
)28.2)(70()72.97)(741.63(
d) Contenido de agua en el gas, por el método del GPSA:
W = (Yhc)(Whc) + (Y CO2)(WCO2) + (YH2s)(W H2S)
MMPCNLbsW 2.64)70)(028.0()741.63)(9772.0(
% molar de H2O en el gas 1348.0016.18
)10)(495.379)(64( 4
75
Tabla 12 Composición del gas (con agua) Laboratorio de ULE.
COMPONENTE % MOLAR
Metano 77.23
Etano 10.57
Propano 5.48
lso butano 0.93
N-butano 1.53
Iso pentano 0.46
N — pentano 0.41
Hexano 0.35
Heptano 0.14
Octano 0.05
Nonano 0.01
Decano 0.02
Un decano 0.04
Nitrógeno 0.33CO2 2.27
H2O 0.13
Mw. 21.72
Estos son los resultados de la cromatografía de gas saturándolo de agua,
por lo tanto es la que introducimos en la entrada de la simulación. Para así
revisar los resultados de agua que se encuentran actualmente en la planta a
la salida.
4.5.2. Resultados de la simulación actual
Cálculos de la simulación actual
.- En la entrada nos da una cantidad de agua de:
11,5384 LBS moL/hr = 64 LbsH2O/MMPCN
.- En la salida nos da una cantidad de agua de:
1.4460 LBS moL/hr = 8 LbsH2O/MMPCN
Los resultados de la simulación de la planta con los parámetros actuales.
Indican que se obtiene un 87.45 de eficiencia, con un margen de
eficiencia de un 5.38 % con respecto a la de diseño.
76
Agua que debe ser removida de la corriente de gas:
hrgals
OQH
hrLbsOWH
MMPCNOLbsHW
21.224.62
)4805.7)(25.185(
25.18524
)78)(57(
57764
2
2
2
Punto de rocio:
El punto de rocio del agua en el gas tratado a 1.380 PSI y con
7 LbsH2O/MMPCN, es de 35ºF
Concentración de TEG:
Según resultados del laboratorio (la salina), de muestras tomadas en el
mes de Nov de TEG, da una concentración del 98%
Glicol requerido por la planta:
(Wen—Wsal)/Wen = 0.89 y concentración de TEG = 98% (peso), tasa de
circulación de TEG = 3.6 gal TEG/LB H20.
gpmhdh
OLbHgalMMPCLbMMPCGPM 12.11
min/60*/24
/)6.3(*/)57(*)78( 2
Esto quiere decir que con las condiciones operacionales que se
encuentran actualmente, se requiere aproximadamente 11.12 gpm de TEG,
para que de esta manera salga un gas seco.
Entonces podemos decir que estos son los pasos a seguir para
determinar la cantidad de galones por minuto de TEG que requiere la planta,
por lo tanto para determinar la misma hay que tomar en cuenta diferentes
parámetros, como lo son: la cantidad de agua que entra al sistema, la
temperatura y las presiones con las que este trabajando la planta para un
momento determinado.
77
Como se puede observar en la simulación, con las condiciones actuales
de la planta compresora TJ-2, hay una formación significativa de líquido en
las corrientes allí mostradas, provenientes del condensado formado por la
deficiente temperatura, y la mala operación que presenta el equipo de
separación, también se debe a la cantidad de galones por minutos que
actualmente se le esta aplicando a la misma.
CAPITULO V
PRESENTACIÓN DE LA PROPUESTA
5.1. Historia de la Planta Compresora Tía Juana 2
La planta compresora Tía Juana 2, inicia sus operaciones en el año 1958
con la cadena “A” de compresión con una capacidad para procesar unos 220
millones de ft3 (MPC) de gas. Siendo su presión de entrada de 26 psig y
descarga de 1600 psig. En 1964 es puesta en servicio la cadena “B” de
compresión con una capacidad para procesar un volumen de gas similar a la
cadena “A” a la misma presión de entrada y descarga de la cadena “A” para
procesar unos 440 MPC de gas con ambas cadenas en servicio.
La planta de extracción de LGN inicia sus operaciones en el año 1971,
con una capacidad de procesar unos 20.000 mil barriles por día (BPD) de
condensado estabilizado, para ser estos enviados hacia la planta GLP-ULE
para su posterior fraccionamiento. Este mismo año fue puesto en servicio el
sistema de recuperación secundaria con una capacidad de recuperar 3.000
BPD de condensado estabilizado, los cuales son enviados hacia la torre
desetanizadora como reflujo y luego enviado hacia la planta GLP-ULE junto al
condensado estabilizado obtenido del sistema principal.
El año 1996 se adicionaron dos módulos de compresión A y B del
proyecto Etano PEQUIVEN para enviar los vapores producidos en la torre
desetanizadora unos 50 MMPCDC aproximado de las plantas TJ-2 TJ-3 hacia
la planta purificadora de etano ubicada en PEQUIVEN (El Tablazo).
Con el interés de suplir la demanda nacional e internacional en la
producción de LGN, se determinó la alternativa más factible para alcanzar el
máximo incremento de estos productos, instalando el proceso de adsorción
de LGN con gasolina natural a baja temperatura (absorción refrigerada) en
las plantas compresoras PCTJ-2 y PPCTJ-3 como equipo adicional en serie
79
con el proceso existente de refrigeración mecánica, logrando aumentar la
producción de LGN de 12.000 BPD a aproximadamente 15.900 BPD.
5.2. Descripción del Proceso de Deshidratación en la PCTJ-2
En esta unidad se describe el proceso general de la planta, donde se
involucra el sistema de deshidratación de la unidad de extracción de líquidos
del gas natural (LGN).
La Planta Compresora de Gas tiene una capacidad de procesamiento de
420MMPCED y una presión de descarga aproximada de 1600 PSIG. El gas de
alimentación proveniente del depurador de las estaciones de flujo llega a la
planta con una presión que varia de 25 a 50 psig, llega al depurador de
entrada de la primera etapa de compresión.
La planta posee dos cadenas de compresión con seis compresores cada
uno y esta constituida principalmente por:
Un depurador principal de entrada al cual llegan las líneas de recolección
que permiten la entrada de gas a baja presión (25 psig) proveniente de las
estaciones de flujo del área.
Dos trenes de compresión idénticos, que permiten incrementar la presión
del gas, constituidos cada uno por seis (6) etapas de compresión, en donde
cada una de ellas consta de:
.- Depurador de gas
.- Compresor centrifugo
.- Turbinas a gas marca Westinghouse.
.- Enfriadores atmosféricos
Válvulas de succión, descarga, desvío, venteo, presurización y
recirculación.
Extracción de Líquidos del Gas Natural, que permite una producción del
orden de los 18.000 barriles por día de LGN.
Plataforma de distribución del gas a alta presión (1.600 psig), en la cual
las dos líneas de descarga de las cadenas de compresión son interconectadas
80
por medio de líneas y válvulas al resto de las plantas compresoras, con el fin
de transferir o recibir gas desde las mismas para mantener los suministros.
Módulos de compresión de gas rico en etano, con el fin de incrementar la
presión del mismo y poder suministrarlo a la petroquímica de el Tablazo.
Figura 7 Esquema típico de una cadena de compresión
Etapa de compresión en una planta convencional por cadena: El gas de
succión, entra a la planta a través del depurador principal o de entrada
(llamado S-O en el caso de plantas convencionales), esto con la finalidad de
recoger los restos de crudo, agua y considerando que pueda permanecer
remanentes en el gas. Una vez limpio, el gas pasa a un compresor
centrífugo, cuyo eje esta conectado a una turbina de gas y que gira a
determinadas revoluciones (dependiendo de la etapa) con el objetivo de
comprimir el gas a través de las ruedas que constituyen el rotor respectivo.
Cuando el gas se comprime, se calienta. El calor debido a la compresión
debe removerse antes de que el gas entre a la siguiente etapa de
compresión y sea comprimido nuevamente. Con esta remoción de calor se
evitan temperaturas altas que afectan la resistencia mecánica de los
componentes y se disminuye los requerimientos de potencia. Para tal fin
CAJADE NEGRANAJE
CONDENSADO
TURBINA
COMPRESOR DE GAS
ENFRIADOR
DEPURADOR DE ENTRADA
DEPURADOR DE SALIDA
81
existen enfriadores atmosféricos o enfriadores de tipo ventilador (fin fan
cooller) cuya función es la de mantener la temperatura de gas de entrada a
la siguiente etapa compresora en el orden de los 95°F.
Cuando el gas rico es comprimido y enfriado, algunas fracciones de
gasolina, pesados y agua, condensan; por lo cual se hace necesario, además
del enfriador colocar en la etapa compresora un depurador. Dicho depurador
se encarga de atrapar el condensado y evitar que este entre al compresor de
la siguiente etapa, provocando daños en el mismo.
Figura 8 Esquema de la planta compresora Tía Juana 2
Extracción de líquidos del Gas Natural: La planta compresora Tía Juana 2,
tiene un sistema que permite extraer los LGN contenidos en la corriente del
gas que procesan las cadenas de compresión. Mediante este sistema se
obtienen unos 18.000 barriles de LGN.
Las operaciones que se utiliza en este proceso son:
Sistema de Enfriamiento del Gas y Separación de los Líquidos de Gas
Natural
Sistema de estabilización de los Líquidos del Gas Natural
Sistema de Refrigeración Mecánica por Propano.
82
Sistemas Auxiliares: Sistema de enfriamiento del gas y separación de los
líquidos de gas natural
Para el sistema de enfriamiento el gas que sale de la cuarta o quinta
etapa de la cadena de compresión pasa a los enfriadores atmosféricos de
donde sale a una temperatura de 95° F luego este flujo es desviado hacia el
proceso de extracción de LGN para ser enfriado hasta unos –40 °F, a fin de
condensar los LGN que contiene.
El gas rico en hidrocarburos pesados de la quinta etapa del proceso de
compresión fluye hacia la expansión, hasta el depurador de entrada (D8-
210-A/B), dependiendo de la cadena de la cual provenga, donde parte del
agua condensada es separada de esta corriente y retornada al depurador de
entrada de la planta. El gas luego continúa hasta llegar a los
intercambiadores gas-gas y gas–líquido.
Gas residual a compresión
Del separador del chiller cadena B
Gas rico de cadena
A y red de alta
Gasolina + LGN
Torre absorb.
D8-271
Separador Trifásico
D8-202
CHILLER D-204
Sist. Refrig. Con Propano
IntercambLIQ-LIQ
Intercamb
GAS-GAS D-201
IntercambGAS-LIQUIDO D2-373
IntercambGAS-VAPOR D2-257
Intercamb GAS-LIQUIDO D2-202
Sistema decalentamiento
Estabilizado a
complejo GLP
Gas rico en Etano
Gasolina + LGN a T8
en complejo GLP
Figura 9 Esquema de extracción de LGN
Aguas arriba de los intercambiadores existe, la facilidad de incrementar
la tasa de flujo de esta corriente con gas proveniente de la red de alta
presión. Toda esta mezcla fluye posteriormente, en una sola corriente, a
través de una línea principal que luego se distribuye en cuatro corrientes.
83
La primera corriente de gas rico pasa por los intercambiadores gas-gas
D2–201 A/B para intercambiar calor con el gas residual proveniente de la
torre absorbedora, el cual sale a una temperatura desde -40° F hasta unos
4°F,
La segunda corriente de gas rico pasa por los intercanmbiadores gas-
líquido D2-202 A/B para intercambiar calor con la corriente de condensado
rico en LGN que sale del separador trifasico D8-202A. La temperatura de
este líquido aumenta hasta unos 76°F, mientras que el gas rico disminuye su
temperatura de –10°F, para luego fluir, conjuntamente con el condensado
separado en la cadena B, hacia la torre de estabilización de los líquidos del
gas natural.
La tercera corriente de gas rico es dirigida hacia los intercambiadores
gas-vapor del tope D2-257 A/B, a fin de intercambiar calor con el gas rico en
etano separado en el tambor de reflujo de la torre que sale hacia el sistema
de compresión de gas rico en etano para El Tablazo. Allí esta corriente de
gas se calienta hasta unos 80ºF, mientras que el gas rico se enfría hasta
unos 4 °F.
La cuarta corriente de gas rico pasa a través de los intercambiadores
gas-líquido D2-273 A/B e intercambian calor con gasolina rica en LGN
proveniente de la torre absorbedora D8-271. El gas rico se enfría hasta unos
14°F y la gasolina se calienta hasta unos 66°F
Las cuatro corrientes de gas rico, prenfriadas se mezclan para ser
alimentadas al evaporador D2-204 A/B a fin de enfriarse a unos –40°F. A
esta temperatura, los productos LGN contenidos en la corriente de gas rico
se condensa, y al llegar al separador trifásico D8-202 son separados para
enviarlos como flujo de alimentación de condensado hacia la torre
desetanizadora del sistema de estabilización del LGN, conjuntamente con el
producido por la otra cadena. El gas residual del separador D8-202, pasa a la
torre absorbedora para ser sometido a un proceso de extracción profunda de
LGN.
84
Sistema de estabilización de los líquidos de gas natural: Los líquidos
condensados, recuperados en el sistema de extracción, se estabilizan en una
torre desetanizadora, la cual permite obtener por el tope los hidrocarburos
mas livianos que el propano, metano y etano principalmente y por el fondo el
propano y mas pesado que éste, los cuales forman la llamada corriente de
condensado estabilizado.
El proceso consiste en suministrar calor al fondo de la torre
desetanizadora D8-255 a través del rehervidor D2-259 para vaporizar la
fracción liviana de hidrocarburos presente en la corriente de alimentación, la
cual asciende a través de los 22 platos que contiene la torre. La temperatura
del lado carcasa del rehervidor se controla a unos 230º F., en el tope de la
torre se dispone de un sistema de condensación parcial que permite enfriar
el vapor de las fracciones livianas hasta unos -17º F y condensar los LGN
presentes en esta corriente. Todo el líquido obtenido en el tambor D8-256 se
retorna al tope de la torre para mantener un buen perfil de temperatura en
la torre para de esta manera evitar la perdida de propano en la corriente de
gas rico de etano (GRE) que abandona dicho tambor.
La presión del proceso de estabilización se regula a unos 410 psig
mediante un sistema de despresurización que dispone de válvulas de control
de accionamiento automático.
El condensado estabilizado es enviado por diferencial de presión al
complejo GLP para su fraccionamiento, controlándose el nivel del rehervidor
D2-259 mediante la operación automática de la válvula de control respectiva.
85
Al complejo GLP
LGN a complejo GLP
Fluido decalentamiento
Reflujo
Bomba D3-259 Tambor
Propano refrigerado Propano refrigeradoo
d8-256
Gas rico en etano
D2-259
Torre
desatanizadora
d8-255
Rehervidor
Condensado estabilizado
D2-253bD2-253a
Figura 10 Diagrama de estabilización de LGN
Sistemas auxiliares: Los diferentes procesos correspondientes al sistema
de extracción de LGN poseen sus sistemas auxiliares, algunos de los cuales
resultan extensiones de los correspondientes al proceso de compresión,
mientras que los restantes resultan ser propios del sistema de extracción.
Los sistemas auxiliares que son alimentados desde los existentes del
proceso de compresión son aire para instrumentos, aceite hidráulico, aceite
de sello, gas combustible y de arranque y agua contra incendio.
Mientras que los sistemas auxiliares propios de la extracción de LGN
son: glicol, calentamiento, agua de enfriamiento, drenajes y venteo.
Sistema de glicol
El gas rico, que entra al proceso de extracción de los LGN a una
temperatura de 95ºF, esta saturado con agua dada la presión y temperatura
de operación de la etapa de compresión correspondiente.
Tomando en cuenta que en esta instalación, el proceso de extracción de
LGN consiste en reducir la temperatura del gas hasta un valor aproximado de
-40ºF, cualquier porcentaje de vapor de agua existente en esta corriente, al
enfriarse va a pasar a estado sólido formando hidratos, los cuales producen
86
el taponamiento de los equipos del proceso: tuberías, haces de tubos,
válvulas, etc.
Para inhibir la formación de hidratos, se inyecta en forma pulverizada
una porción de etilenglicol (ETG) a la corriente del gas, en cada uno de los
intercambiadores de calor del proceso a fin de que se mezcle con el agua
para formar una solución cuya concentración especifica evita la formación de
hidratos en dichos intercambiadores.
La concentración de ETG disponible para inyectar debe ser
aproximadamente 83% en peso para que la mezcla glicol-agua resultante al
final del proceso de enfriamiento se mantenga en estado líquido.
El glicol se inyecta en forma de neblina en la corriente de gas rico, a la
entrada de los intercambiadores del sistema (gas-gas, gas-líquido y
evaporador principal) mediante un juego de boquillas rociadoras que cada
uno de estos posee. El glicol se mezcla con agua de vapor y fluye junto con
el gas a través de los diferentes recipientes del sistema hasta llegar al
separador del evaporador de la cadena correspondiente.
Figura 11 Sistema de glicol
87
En el separador del evaporador D8 202-A/B la solución del glicol
enriquecida con agua es separada de los hidrocarburos y recolectada en una
trampa ubicada en el fondo del recipiente. Desde allí, sale por control de
nivel a través de una válvula hacia el sistema de
deshidratación/regeneración. Esta corriente de glicol que sale de la trampa a
una temperatura baja de -35º F se utiliza para enfriar una corriente de
propano refrigerante en el intercambiador glicol-propano D2-206 y continua
hasta el reconcentrador de glicol D8-215 pasando a través de un serpentín,
ubicado en la parte superior, para intercambiar calor con los vapores de agua
desprendidos por dicho reconcentrador.
El glicol rico al salir del serpentín, continúa su proceso de intercambio de
calor, pasando luego por el intercambiador glicol rico-glicol pobre D2-208, en
donde se calienta aun más cuando absorbe el calor del glicol pobre que cae
por gravedad desde el rehervidor D2-210. EL glicol rico a la salida del D2-
208, a una temperatura de 150º F, pasa por un sistema de filtrado para
posteriormente llegar hasta el tambor de vaporización D8-217.
En dicho recipiente se efectúa la vaporización instantánea de los
hidrocarburos arrastrados desde el separador y por el control de presión son
descargados hacia el sistema de venteo de la expansión a unos 42 psig. El
nivel de fondo del D8-217 (glicol libre de hidrocarburos) se alimenta al
rehervidor D2-210, por medio del control de nivel donde finalmente la
solución de glicol es deshidratada hasta obtener una concentración apropiada
(83% p/p)
Proceso de deshidratación/regeneración: Se realiza con el rehervidor D2-
210, mediante el calentamiento de la solución (glicol-agua) con una corriente
controlada de aceite caliente que se circula a través de los tubos del mismo.
El glicol rico entra a la sección empacada (“pall Ring”) del reconcentrador,
donde es puesto en contacto y en contra corriente con el vapor de agua
separada en el rehervidor y va a salir a la atmósfera a través del
reconcentrador, permitiendo absorber de esta corriente el posible glicol que
pueda desprenderse en el proceso de deshidratación.
88
Posteriormente el glicol rico cae al rehervidor D2-210, el cual esta
provisto internamente de una lamina que separa la sección de tubos de la
sección donde se controla el nivel. Allí es calentado a una temperatura
aproximada de 232ºF para desprenderle el volumen de agua requerido para
obtener una concentración de 83% p/p.
El vapor de agua es expulsado hacia la atmósfera a través del
reconcentrador, mientras que la mezcla (no vaporizada), que rebosa el
vertedero del D2-210, pasa a la sección del control de nivel y circula por
gravedad al intercambiador D2-209, intercambiando calor con el glicol rico,
proveniente del serpentín del reconcentrador.
A la salida de este, continúa hacia el tambor d compensación D8-216,
desde donde se succiona las bombas D2-203 C y D. estas bombas son del
tipo reciprocante y permiten devolver la solución a los diversos puntos de
inyección del sistema.
A la descarga de las bombas se dispone de un juego de filtros y un
enfriador D2-209 que permite garantizar la inyección de esta solución, sin
contaminantes y a una temperatura apropiada.
Cada uno de los intercambiadores mencionados esta provisto de un
medidor de presión diferencial entre la entrada y la salida de corriente de gas
rico, con el fin de asegurar que la misma oscile entre 5 y 8 psig dependiendo
del volumen y de la presión manejada por los trenes de compresión. Valores
por encima de 10 psig indican el comienzo de una obstrucción interna de los
tubos (congelamiento).
El proceso posee un sistema de inyección de metanol, constituido por un
tanque de compensación, bomba y líneas, las cuales permiten inyectar
individualmente una porción de este alcohol anticongelante a cada uno de los
intercambiadores del sistema, cuando se sospecha que existe congelamiento
en dicho equipo (alto diferencial de presión).
El pH de la solución del glicol circulante debe controlarse dentro de un
rango de 7,0 a 8,8 mediante la dosificación de monoetanolamina (MEA). La
cual se inyecta al glicol pobre con la intención de remover los constituyentes
89
ácidos (H2S y CO2) del gas manejado. La cantidad de MEA a inyectar
básicamente depende del resultado de los análisis de pH que el operador
efectúa diariamente a la solución, cuya dosificación debe ser controlada,
cuando el requerimiento resulta ser alto. Una sobreinyección de MEA pudiera
promover el taponamiento de las boquillas o filtros del sistema de glicol al
desprenderse los sólidos de corrosión adheridos del sistema.
DIAGRAMA DE PROCESOUNIDAD DE DESHIDRATACION DE GAS
CABEZAL VENTEO
CABEZAL DEVENTEO DE ALTA PRESION
GAS LIFT
GAS INYECCION
CABEZAL DE
DRENAJE
VALVULA DE
CALENTAMIENTO
V-31
V-32
E-31TORREDE CONTACTO
FILTROCOALESCENTE
SDV-32 / 3LCV-32
SDV-31 / 1
SDV-31 / 3
SDV-31 / 2
SDV-32 / 5
SDV-32 / 2
SDV-32 / 4BDV-32 / 1
V-33
V-36
V-35
V-34
E-35
REHERVIDOR
TANQUE DE COMPENSACION
TANQUE DE EXPANSION
P-31 / P-32
PCV-33/2
PCV-33/1
PCV-36/1
BDV-36
V-43
AIREDE
INST
TANQUE ALMACENAJE
P-34
PCV-43/1 PCV-43/2
PCV-34
F-31A/BF-32
GASDE
MANTA
CABEZAL VENTEO
GASDE
MANTA
GASDE
MANTACABEZAL VENTEO
LCV-31/1
LCV-31/2
FV-31
V-37
VENTEODE
VAPOR
E-32
PCV-36/2
80%
20%
LCV-36/1
Figura 12 Diagrama del proceso de deshidratación
Sistema de calentamiento: El sistema de aceite caliente es usado para
suministrar el calor requerido en el rehervidor de la torre desetanizadora y el
correspondiente al sistema de glicol. El aceite circula mediante un ciclo
cerrado, donde primeramente es calentado con los gases de escape de la
turbina T-13 que acciona el compresor del sistema de refrigeración principal
90
para luego pasar por los tubos de los rehervidores y calentar los productos
allí manejados a la temperatura ajustada por el operador.
El sistema de aceite caliente está constituido por un tambor de
compensación D8-205, dos bombas centrífugas D2-202 A/B, un calentador
D2-201 y un enfriador por aire D2-261.
Figura 13 Esquema del sistema de calentamiento
El aceite es succionado desde el fondo del tanque D8-205 por una de las
bombas del sistema para descargarlo hacia el calentador D2-201 a una
presión de unas 50 psig. Allí, el aceite es calentado por los vapores calientes
generados por el escape de la turbina T-13 hasta alcanzar una temperatura
de 450ºF
El aceite ya caliente pasa a alimentar a los rehervidores del sistema,
posteriormente retorna al tambor D8-205 para continuar el proceso. Dicho
tambor está constituido por los recipientes, uno en la parte inferior que sirve
como reservorio y el otro montado sobre este, el cual realiza la función de
tambor de compensación o de circulación del sistema.
Una válvula controladora de flujo permite recircular el volumen no
utilizado por los rehervidores, con objeto de mantener constante, a través
Gas de manta
D2-202 a/b
D2-259torre desataniz-C2
D2-211
Sist Glicol
Enfriador D2-261
CalentadorD2-201
Tambor
D8-205
Gases de escape T-13 TLK.
Relleno
91
del calentador, el flujo fijado por el operador. En caso de existir un flujo bajo
en el sistema, se activará una alarma en el cuarto de control para avisar al
operador sobre dicha anormalidad.
La temperatura del aceite en la salida del calentador es controlada a
450ºF. el control de temperatura opera par regular las rejillas de ventilación
del ducto de escape, forzando de esta manera a que los gases calientes
pasan a través del calentador y por medio de un mecanismo, que en
conjunto opera a las compuerta de desvío en forma inversa, permite desviar
directamente a la atmósfera los gases no requerido en el hogar del
calentador.
Cuando el aceite se somete a calentamiento excesivo, existe la
posibilidad de que se forme polímero, los cuales aumentan la temperatura y
la viscosidad del fluido. Para prevenir que esto ocurra, el sistema dispone de
una alarma que opera a 650ºF para avisar al operador de dicha anormalidad.
En caso de seguir aumentando la temperatura y alcanzar el valor de 750ºF
se produce un paro automático de la T-13.
El D8-205 se presuriza con gas natural con el objeto de mantener la
presión en un valor de aproximadamente 5 psig. En caso de excederla, otra
válvula, en el tope del tambor, ventea, hacia un trípode fuera del área de
proceso tal como fue explicado, la función del aceite es la de intercambiar
con los productos de los rehervidores del proceso, en el cual resalta el D2-
259 de la torre desetanizadora D8-255 por donde circula producto LGN
presurizado a 410 psig. Esta condición hace un poco riesgosa la operación
del proceso de aceite caliente ya que éste opera a una presión de 50 psig y
de romperse un tubo del rehervidor o filtrar condensado, aumentaría la
presión del sistema cuando el fluido se calienta en el calentador.
Con el objeto de prevenir cualquier contingencia hay instaladas dos
válvulas de seguridad en el tope del tambor D8-305 para ventear vapores
cuando la presión se incrementa hasta 20 psig. El tambor circulante cuenta
con un interruptor de presión que permita avisar al operador cuando la
presión supera el valor de 10 psig.
92
El sistema de aceite caliente posee también un enfriador por aire D2-261
que permite enfriar el flujo de aceite que regresa al tambor D8-205 a través
de la línea de recirculación, el cual puede ser arrancado manualmente por
medio del interruptor local, automáticamente por un interruptor de
temperatura ubicado en la línea de salida de aceite caliente.
En operaciones de arranque del proceso, este enfriador se pone en
servicio manualmente, con el fin de prevenir el incremento de temperatura
del aceite ya que durante este proceso el intercambio en el rehervidor de la
torre es mínimo
En cuanto a la estrategia de control de este sistema, el mismo esta
configurado para que al parar la unidad T-13, por cualquier motivo, el punto
de ajuste del controlador de temperatura se ubique automáticamente en
“cero”. Esto evita el arranque de la unidad con rejillas de ventilación del
calentador D4-201 en posición abierta. Por ello el operador debe una vez
puesta en operación la T-13 llevar nuevamente el punto de ajuste al valor
requerido de acuerdo con las necesidades del proceso
5.3. Propuesta para Optimizar el Sistema de Deshidratación
a) La deshidratación es importante porque previene el congelamiento del
gas natural, el taponamiento de las tuberías y la reducción del espacio
permisible en los tubos para transportar el gas y evitar la corrosión.
b) El absorbedor debe estar completamente vertical, para garantizar que
el glicol fluya adecuadamente en el recipiente y se produzca la absorción.
Algunas veces las bandejas y copas de burbujeo no se sellan apropiadamente
después de levantar la torre al momento de instalar la planta de glicol, lo
cual genera altas perdidas de glicol. Las bocas de visita en la torre pueden
ser muy útiles al momento de inspeccionar y realizar limpiezas.
c) Evitar la presencia de oxigeno y H2S ya que el primero oxida el glicol y
forma ácidos corrosivos, el H2S baja el pH del glicol y lo pone negro. Algunas
veces el metal del absorbedor actúa como catalizador y convierte el H2S y él
oxigeno en azufre elemental, un compuesto muy corrosivo.
93
d) En lugares fríos, el gas, a la entrada de la planta, debe mantenerse
por encima de la temperatura necesaria para evitar que se congele. Una
buena carta de saturación de agua le indicará el nivel en el cual puede
esperar formación de hidratos.
e) En lugares fríos, la línea de descarga del separador de entrada se
congela, por lo cual los líquidos que caen al recipiente entran en la torre de
absorción, llenando de liquidos el sistema de glicol.
f) Durante el proceso de arranque de la planta, la presión del
absorbedor debe subir lentamente hasta alcanzar el nivel de operación,
entonces se debe circular el fluido para establecer el nivel de líquido
requerido en todas las bandejas. La temperatura del rehervidor debe llevarse
al rango de operación.
Luego, el gas se debe introducir a la torre llevándolo, poco a poco, al
nivel de operación. Si el gas llega al absorbedor antes de que las bandejas se
hayan sellado con líquido, pasara a través de los bajantes. Cuando esto
sucede y se bombea glicol a la unidad, el líquido tiene dificultades para fluir
por los bajantes. Entonces el glicol es arrastrado por la corriente de gas y no
llega al absorbedor.
g) El caudal que llega a la corriente de gas debe subir lentamente, ya
que cuando el caudal se incrementa rápidamente se pueden producir caidas
de presión en las bandejas capaces de romper el sello de líquido o levantar el
glicol de las bandejas, el cual fluye a través del extractor de niebla y sale
fuera de la torre aumentando las perdidas de glicol.
h) Si el extractor de niebla del tope del absorbedor esta dañado, las
velocidades altas del gas pueden aumentar las perdidas de glicol. El extractor
de niebla por lo general tiene una caída de presión desde 15 a 35 lpcm,
dependiendo del diseño básico. Las caídas de presión más altas empezaran a
destruir el extractor permitiendo que el exeso de glicol se escape con el gas
por el tope del absorbedor.
94
i) La concentración del glicol pobre es importante para el sistema, por el
grado de deshidratación que puede ser obtenido en la unidad, la cual
dependerá principalmente de la cantidad de agua removida en el rehervidor.
El qlicol pobre que va al absorbedor retendrá tanto mas agua cuanta más
alta sea su pureza. Por ejemplo, cuando la temperatura en el absorbedor es
de 95°f, una concentración de glicol del 95% producirá un punto de rocio en
el gas de - 2°f mientras que con una concentración del 95% el punto de
rocío solamente llegara a 43°f, si se alcanza la región de equilibrio.
j) Evitar altas tasa de de glicol para no sobrecargar el rehervidor y evitar
una buena regeneración ya que también puede producirse un contacto glicol-
gas inadecuado en el absorbedor y aumentar el mantenimiento de las
bombas. Finalmente se producirán perdidas de glicol y deshidratadón de
glicol pobre.
k) Mantener un control de temperatura máxima en el rehervidor para
evitar la descomposición del glicol (Trietilénglicol: 404°F).
i) Mantener un control del pH seguro en 7,3. Y el máximo pH
recomendado de 8.
El glicol, con un pH alto tiende a saponificar los hidrocarburos presentes
con lo cual se crea problemas de espumajes.
Saponificar: hacer jabón. Convertir en jabón un cuerpo graso, por la
combinación de los ácidos que contiene, con un álcali u otro oxido metálico.
L) Los elementos filtrantes deben ser cambiados regularmente a un
diferencial de Presión 35 psi, para la remoción de partículas solidas, evitar
ensuciamiento o taponamiento en tuberías o equipos y mantener el glicol tan
limpio como sea posible.
95
CONCLUSIONES
1. El consumo de Trietilénglicol en un período de 6 meses fue de 659
Gal/mes, con perdidas de TEG por el orden de 0.28 Gal/MMPC relativamente
alto si se compara con el valor máximo de perdida dado por el diseño de la
deshidratadora la cual recomienda 0.10 Gal/MMPC, estos pueden ser
ocasionados por diferentes problemas operacionales entre los cuales se
pueden mencionar excesivo arrastre en el contactor, por falta de
mantenimiento en las bandejas de este equipo, no se les realiza
mantenimiento.
2. En los resultados de los análisis de laboratorio, con relación a las
muestras tomadas de glicol, se observo un pH bastante bajo por el orden de
5.10 – 6-8, además se observo que el mismo se encuentra degradado.
3. Los resultados de la simulación de diseño indican una cantidad de
agua a la entrada de la corriente de 57,8 LbsH
2O/MMPCN y a la salida de la
corriente 4,09 LbsH2O/MMPCN la cual representa un 92% de eficiencia.
Con parámetros actuales obtenidos del análisis cromatográfico realizado
a las muestras de gas saturandolo de agua, indican a la entrada de la
corriente 64 LbsH2O/MMPCN y a la salida 8 LbsH
2O/MMPCN lo que representa un
87.45% de eficiencia.
Al comparar estos resultados podemos observar un margen de eficiencia
obtenido en el laboratorio de 5,38 LbsH2O/MMPCN en la salida de la corriente con
respecto a la de diseño.
4. Existe una formación significativa de líquido en las corrientes allí
mostradas, provenientes del condensado formado por la deficiente
temperatura, y la mala operación que presenta el equipo de separación.
5. Según las correlaciones realizadas, por resultados de la simulación y
de acuerdo a los parámetros de operación de la planta (Entrada de agua al
sistema, temperatura y presiones) se concluyo que se requieren 11 gpm,
para que el gas salga totalmente seco.
96
6. En el equipo trifásico, se noto que la válvula trifasica de condensado
esta cerrada, la misma debe abrirse, ya que esto ocasiona que el equipo no
realice su trabajo y por lo tanto se va una cantidad de hidrocarburos al
regenerador, adicionalmente trae como consecuencia que los mismos se
expandan violentamente y salgan de la columna, llevándo consigo gran
cantidad de glicol ocasionando las perdidas de este.
7. El sistema de deshidratación presenta una gran cantidad de equipos
faltantes (Rotametros), también se observó ausencia de actividades y
trabajos generales como inspección, instrumentación, mecánica, electricidad,
mantenimiento, entre otras; los cuales son de necesaria ejecución para una
mayor vida útil de los equipos.
8. El diferencial de presión con que se manejan los filtros de 50 Psi es
muy elevado. El tiempo que transcurre entre 50 y 70 Psi (máximo diferencial
de los filtros) es muy corto (horas), al colapsar los filtros, el sistema se
ensucia demasiado y obliga a los filtros siguientes a limpiar mucha mas
cantidad de sucio, perdiendo así el trabajo de filtrado y disminuyendo
considerablemente la vida útil de los filtros.
9. El modelo termodinámico utilizado en la simulación, fue la ecuación de
SRK, para determinar las propiedades termo-fisica del gas (ver tablas de
anexos), ya que los resultados obtenidos se asemejan a los reportados en
campo.
97
RECOMENDACIONES
1. La temperatura del gas entrando al contactor no debe ser superior a
130°F, debido a que se reduce la eficiencia de deshidratación. Por otro lado
en cambio, si la temperatura de operación en el contactor es muy baja
(menor a 80°F) puede ocurrir condensación de productos pesados del gas,
los cuales al ser arrastrado por el trietilénglicol se acumulan en el separador
trifásico y generan inestabilidad en la operación del área de regeneración del
trietilénglicol. Se recomienda, mantener la temperatura de operación del
contactor entre 80°F y 130°F, y una diferencia de temperatura entre el glicol
y el gas de 10°F.
2. La temperatura del rehervidor debe estar entre 380°F Y 395°F.
3. Subir lentamente el caudal de la corriente de gas que llega al
absorbedor. Ya que cuando el caudal se incrementa rápidamente se pueden
producir caídas de presión en las bandejas capaces de romper el sello de
liquido o levantar el glicol de las bandejas, el cual fluye a través del extractor
de niebla y sale fuera de la torre aumentando las perdidas de glicol.
4. Cambiar los filtros al llegar a un máximo diferencial de presión de 35
psi.
5. Actualmente la válvula de condensado del trifásico se encuentra
cerrada, lo que ocasiona que el condensado este saliendo por la línea de
glicol y por lo tanto estos hidrocarburos llegan al rehervidor, y las mismas se
expanden violentamente, saliendo de la columna llevándose, consigo gran
cantidad de glicol, y por consiguiente la perdida de este costoso alcohol,
también este condensado tiene gran parte de ácidos, lo que hace que el
glicol se dañe, por lo tanto esta válvula debe abrirse. La misma se cerro por
que se perdía mucho glicol en el proceso, y también cuando habían paros de
planta. Pero para ello se deben buscar diferentes alternativas, como:
a. De los controles de las bombas, sacar una línea de 125 VDC
(voltaje de corriente directa) que alimente a un solenoide con acción falla
98
cerrada, con la finalidad de que cuando ocurra un paro de planta la válvula
de drenaje de condensado del (trifásico) se cierre para evitar pérdidas de
glicol.
b. También se debe revisar las condiciones operacionales, de los
medidores de densidad que se encuentran en este equipo para garantizar la
correcta operación de la válvula de condensado trifásico.
6. Incorporar a la rutina de análisis de laboratorio del pH en el glicol, con
una regularidad de una semana. Este análisis permite prevenir problemas de
corrosión y degradación del glicol.
7. Mantener el pH del trietilénglicol dentro del rango de 7.0 a 8.5, esto se
logra añadiendo Dietalonamina o cualquier otro neutralizante de acidez
comercial para lograr un pH optimo del trietilénglicol.
8. Mejorar el método de medición de la pureza del trietilénglicol,
anteriormente se utilizaba un hidrómetro.
9. Realizar control de calidad al glicol nuevo, para verificar rango de pH.
10. Para hacer una parada de planta se debe apagar primero el
regenerador (y35), y mantener la bomba hasta que la temperatura baje,
aproximadamente hasta 200°F, esto previene la descomposición del glicol, la
cual se produce por sobrecalentamiento, es conveniente mantener activa la
circulación del glicol después de apagar el regenerador, para enfriado y
evitar que, por efecto de esta energía concentrada, la solución se
sobrecaliente y se queme.
11. Utilizar agua destilada en la caldera o generador de vapor para
garantizar su buen funcionamiento, evitar la corrosión del equipo, y alargar
su vida útil.
12. Colocar un transmisor de flujo a la entrada del contactor para saber
la cantidad de gas que entra al sistema, que de acuerdo a la cantidad de gas
manejado le envíe una señal a una válvula de control de flujo a la salida de
las bombas, logrando con esto inyectar la dosificación de glicol exacta que se
requiere añadir al contactor, y así evitar las perdidas de glicol en los equipos,
ya que actualmente utilizan una válvula manual, a la salida de dichas
99
bombas, y los operadores mantienen 6 GPM en la válvula, este galonaje lo
suben o lo bajan, de acuerdo, sí en la torre del regenerador bota glicol o no.
13. Mantener los niveles óptimos en la columna de glicol para lograr un
buen funcionamiento de los mismos.
14. Revisar las estrategias, el alcance, la frecuencia y políticas de
mantenimiento de tal manera de determinar si los trabajos que se realizan
son los más adecuados, y de acuerdo a las especificadas por el fabricante.
16. Realizar un estudio sobre emisiones de BTEX (Benceno, Tolueno,
Etilbenceno, Xileno) en estas plantas en virtud de futuras regulaciones
ambientales.
15. Adiestrar al personal de las plantas, sobre todo a los ingenieros de
proceso en cuanto al software de simulación, para así de esta manera
detectar posibles problemas en las plantas de forma puntual, ya que estos
tienen las bondades de predecir el comportamiento de los diferentes equipos,
diseñar nuevos procesos, configurar alterativas de evaluación, localizar
averías y mejorar la producción.
BIBLIOGRAFÍA
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101
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PDVSA, Exploración y producción. Optimización de Sistemas de
Refrigeración para la Extracción de Lgn en PCTJ-2 y PCTJ3. Gerencia Técnica.
Coordinación de proyectos de Producción
ANEXOS
103
Tabla 13 Resumen de simulación fase vapor - líquido PCTJ-2 (Cadena A)
DescripciónSAL. CHILLER
D2-205AGAS RICO CONDENSADO GAS TRIFASICO GAS ABSORBEDOR
GASOLINA
POBRE
GASOLINA POBRE
ABSORBEDOR
Phase Mezcla Mezcla Liquid Vapor Vapor Liquid Liquid
Thermodynamic System SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01
Total Molar Rate lb-mol / day 501762,6024 26351,612 65667,47839 418357,6695 408774,2812 2510,348366 2510,348366
Total Mass Rate lb / day 11185597,83 596757,105 2540659,306 7871521,887 7554282,573 237046,5908 237046,5908
Temperature F -35,99997538 86,0000439 -35,98484818 -35,98484818 -27,02663302 86,00004392 -26,59446274
Pressure psig 429,9999878 1439,99999 429,9999878 429,9999878 424,9999855 444,9999948 443,9896672
Total Molecular Weight 22,29260966 22,645943 38,689765 18,81529241 18,48032745 94,42776709 94,42776709
Total Specific Enthalpy BTU / lb 19,79723089 75,9091266 -42,50416976 45,5141681 49,34622101 27,01027984 -34,79498885
Total Cp BTU/lb-F 0 0 0,584168514 0,588398744 0,57601641 0,560180147 0,54383517
Total Molar Component Rates lb-mol / day
N2 1062,97896 94,8658059 9,983680127 969,2661131 967,68323 0 0
CO2 12191,601 600,816739 1921,527114 10153,46336 9858,178231 0 0
METHANE 376059,5643 19887,5617 17455,50151 358548,3044 355709,1648 0 0
ETHANE 52365,65169 2864,42016 14815,11469 37452,48839 34853,04043 0 0
PROPANE 25680,52233 1504,67704 16007,716 9672,315999 6808,16251 0 0
IBUTANE 4367,871823 303,043528 3682,977775 684,8627799 141,9675892 0 0
BUTANE 6902,841035 479,599347 6149,179428 753,5735742 172,3981857 115,7270597 115,7270597
IPENTANE 1723,693592 166,015153 1656,264162 67,42902277 119,104602 272,1217629 272,1217629
PENTANE 1752,846759 181,82612 1708,577251 44,2696249 79,09870548 255,5534637 255,5534637
HEXANE 1388,397699 144,933868 1378,96265 9,435121199 51,37162955 643,904356 643,904356
HEPTANE 685,1397423 84,3251556 684,1377507 1,002140902 12,73759901 688,3375221 688,3375221
OCTANE 180,7926813 34,257094 180,7298585 0,062862593 1,145801361 262,5824391 262,5824391
NONANE 15,95414955 5,27032223 15,95292529 0,001227492 0,063533008 66,5242317 66,5242317
DECANE 0 0 0 0 0,047276121 205,5975312 205,5975312
H2O 7193,808204 0 0,101585415 1,193173966 0,117278272 0 0
EG 10190,93854 0 0,752003001 0,001799767 1,11433E-28 0 0
Total Molar Component
Fractions fraction
N2 0,00211849 0,0036 0,000152034 0,002316836 0,00236728 0 0
CO2 0,024297548 0,0228 0,029261473 0,024269815 0,024116435 0 0
METHANE 0,749477068 0,7547 0,265816534 0,857037723 0,870184796 0 0
ETHANE 0,104363401 0,1087 0,225608095 0,089522653 0,085262312 0 0
PROPANE 0,051180623 0,0571 0,243769312 0,023119729 0,016655066 0 0
IBUTANE 0,008705057 0,0115 0,056085263 0,001637027 0,000347301 0 0
BUTANE 0,013757185 0,0182 0,093641169 0,001801266 0,000421744 0,0461 0,0461
IPENTANE 0,003435277 0,0063 0,025221985 0,000161176 0,00029137 0,1084 0,1084
PENTANE 0,003493379 0,0069 0,026018621 0,000105818 0,000193502 0,1018 0,1018
HEXANE 0,002767041 0,0055 0,020999172 2,25528E-05 0,000125672 0,2565 0,2565
HEPTANE 0,001365466 0,0032 0,010418213 2,39542E-06 3,11605E-05 0,2742 0,2742
OCTANE 0,000360315 0,0013 0,002752197 1,5026E-07 2,80302E-06 0,1046 0,1046
NONANE 3,17962E-05 0,0002 0,000242935 2,93407E-09 1,55423E-07 0,0265 0,0265
DECANE 0 0 0 0 1,15653E-07 0,0819 0,0819
H2O 0,014337075 0 1,54697E-06 2,85204E-06 2,86902E-07 0 0
EG 0,020310279 0 1,14517E-05 4,30198E-09 2,72603E-34 0 0
Vapor Molar Rate lb-mol / day 418373,5382 25322,8546 N/A 418357,6695 408774,2812 N/A N/A
Vapor Mass Rate lb / day 7871584,503 555132,412 N/A 7871521,887 7554282,573 N/A N/A
Vapor Molecular Weight 18,81472843 21,9221893 N/A 18,81529241 18,48032745 N/A N/A
Vapor Mole Fraction fraction 0,833807734 0,96096036 N/A 1 1 N/A N/A
Vapor Specific Enthalpy BTU / lb 45,50248909 79,1190855 N/A 45,5141681 49,34622101 N/A N/A
Vapor CP BTU/lb-F 0,58841575 0,80942301 N/A 0,588398744 0,57601641 N/A N/A
Vapor Composition fraction
N2 0,002317004 0,00370881 N/A 0,002316836 0,00236728 N/A N/A
CO2 0,024267548 0,02292223 N/A 0,024269815 0,024116435 N/A N/A
METHANE 0,857057408 0,76878913 N/A 0,857037723 0,870184796 N/A N/A
ETHANE 0,089520246 0,10733372 N/A 0,089522653 0,085262312 N/A N/A
PROPANE 0,023107249 0,0541418 N/A 0,023119729 0,016655066 N/A N/A
IBUTANE 0,001636057 0,01038243 N/A 0,001637027 0,000347301 N/A N/A
BUTANE 0,001799864 0,0161796 N/A 0,001801266 0,000421744 N/A N/A
IPENTANE 0,00016101 0,00513675 N/A 0,000161176 0,00029137 N/A N/A
PENTANE 0,000105693 0,00546362 N/A 0,000105818 0,000193502 N/A N/A
SIMULACION CADENA A
104
(Cont.) tabla 13.
DescripciónSAL. CHILLER
D2-205AGAS RICO CONDENSADO GAS TRIFASICO GAS ABSORBEDOR
GASOLINA
POBRE
GASOLINA POBRE
ABSORBEDOR
Total Liquid Composition fraction Mezcla Mezcla Liquid Vapor Vapor Liquid Liquid
N2 0,001122517 0,00092159 0,000152034 N/A N/A 0 0
CO2 0,024448062 0,01979137 0,029261473 N/A N/A 0 0
METHANE 0,209732821 0,40789618 0,265816534 N/A N/A 0 0
ETHANE 0,178833398 0,14233086 0,225608095 N/A N/A 0 0
PROPANE 0,192028307 0,129916 0,243769312 N/A N/A 0 0
IBUTANE 0,044171126 0,03900885 0,056085263 N/A N/A 0 0
BUTANE 0,073748585 0,06793222 0,093641169 N/A N/A 0,0461 0,0461
IPENTANE 0,01986269 0,03493346 0,025221985 N/A N/A 0,1084 0,1084
PENTANE 0,020489828 0,04225655 0,026018621 N/A N/A 0,1018 0,1018
HEXANE 0,016536649 0,0499394 0,020999172 N/A N/A 0,2565 0,2565
HEPTANE 0,008204186 0,04024287 0,010418213 N/A N/A 0,2742 0,2742
OCTANE 0,00216731 0,02100155 0,002752197 N/A N/A 0,1046 0,1046
NONANE 0,000191307 0,00382912 0,000242935 N/A N/A 0,0265 0,0265
DECANE 0 0 0 N/A N/A 0,0819 0,0819
H2O 0,086253703 0 1,54697E-06 N/A N/A 0 0
EG 0,122209511 0 1,14517E-05 N/A N/A 0 0
Total Liquid Component Rate lb-mol / day Mezcla Mezcla Liquid Vapor Vapor Liquid Liquid
N2 93,60563632 0,94809093 9,983680127 N/A N/A 0 0
CO2 2038,700971 20,3605192 1921,527114 N/A N/A 0 0
METHANE 17489,4237 419,626233 17455,50151 N/A N/A 0 0
ETHANE 14912,74969 146,423933 14815,11469 N/A N/A 0 0
PROPANE 16013,06081 133,652051 16007,716 N/A N/A 0 0
IBUTANE 3683,388845 40,1306421 3682,977775 N/A N/A 0 0
BUTANE 6149,825514 69,885773 6149,179428 N/A N/A 115,7270597 115,7270597
IPENTANE 1656,33115 35,9380625 1656,264162 N/A N/A 272,1217629 272,1217629
PENTANE 1708,627604 43,4717374 1708,577251 N/A N/A 255,5534637 255,5534637
HEXANE 1378,975683 51,3755253 1378,96265 N/A N/A 643,904356 643,904356
HEPTANE 684,1393532 41,4001571 684,1377507 N/A N/A 688,3375221 688,3375221
OCTANE 180,7299427 21,6054981 180,7298585 N/A N/A 262,5824391 262,5824391
NONANE 15,95292489 3,93923609 15,95292529 N/A N/A 66,5242317 66,5242317
DECANE 0 0 0 N/A N/A 205,5975312 205,5975312
H2O 7192,615536 0 0,101585415 N/A N/A 0 0
EG 10190,93679 0 0,752003001 N/A N/A 0 0
Liquid Component Rate lb-mol / day Mezcla Mezcla Liquid Vapor Vapor Liquid Liquid
Liquid1 Mole Rate lb-mol / day 65659,69152 N/A 65667,47839 N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Mole Frac fraction 0,130858082 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Molecular Weight 38,70154518 N/A 38,689765 N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Molar Enthalpy BTU / lb-mol -1643,679 N/A -1644,47634 N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Cp BTU/lb-F 0,584030112 N/A 0,584168514 N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Composition fraction Mezcla Mezcla Liquid Vapor Vapor Liquid Liquid
N2 0,000151986 N/A 0,000152034 N/A N/A N/A N/A
CO2 0,029272325 N/A 0,029261473 N/A N/A N/A N/A
METHANE 0,265515422 N/A 0,265816534 N/A N/A N/A N/A
ETHANE 0,225626646 N/A 0,225608095 N/A N/A N/A N/A
PROPANE 0,243849304 N/A 0,243769312 N/A N/A N/A N/A
IBUTANE 0,056092287 N/A 0,056085263 N/A N/A N/A N/A
BUTANE 0,093647065 N/A 0,093641169 N/A N/A N/A N/A
IPENTANE 0,025225256 N/A 0,025221985 N/A N/A N/A N/A
PENTANE 0,02602218 N/A 0,026018621 N/A N/A N/A N/A
HEXANE 0,021001769 N/A 0,020999172 N/A N/A N/A N/A
HEPTANE 0,010419459 N/A 0,010418213 N/A N/A N/A N/A
OCTANE 0,002752523 N/A 0,002752197 N/A N/A N/A N/A
NONANE 0,000242964 N/A 0,000242935 N/A N/A N/A N/A
DECANE 0 N/A 0 N/A N/A N/A N/A
H2O 1,55015E-06 N/A 1,54697E-06 N/A N/A N/A N/A
EG 0,000179266 N/A 1,14517E-05 N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Component Rate lb-mol / day Mezcla Mezcla Liquid Vapor Vapor Liquid Liquid
N2 9,97932872 N/A 9,983680127 N/A N/A N/A N/A
CO2 1922,011854 N/A 1921,527114 N/A N/A N/A N/A
SIMULACION CADENA A
105
Tabla 14 Resumen de simulación fase vapor - líquido PCTJ-2 (Cadena A)
DescripciónGAS RICO
EXPANSIÓN
ENTRADA
SHELL
D2-272A
GASOLINA
RICAMEZCLA
CONDENSADO
D8-201A
GAS
EXPANSIÓNEG POBRE SEPARADOR 10
Phase Mezcla Liquid Liquid Mezcla Liquid Vapor Liquid Mezcla
Thermodynamic System SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01
Total Molar Rate lb-mol / day 26351,61201 12093,73664 12094,2642 487504,803 3126,947463 484377,8556 17384,74675 157125,8293
Total Mass Rate lb / day 596757,1048 554285,9043 554306,7559 10639632,4 216172,3853 10423460,02 762137,8174 6208712,284
Temperature F 33,82577114 -30,74318788 21,59850956 92,7254199 92,72541992 92,72541992 120,0000378 74,54458472
Pressure psig 471,9999842 22200,10105 22197,92821 471,999984 471,9999842 471,9999842 559,9999682 419,9999877
Total Molecular Weight 22,64594304 45,83247683 45,83220169 21,824672 69,13208101 21,51927446 43,83945469 39,51426899
Total Specific Enthalpy BTU / lb 75,90912442 44,20656798 70,63699562 122,961091 31,60595813 124,8557073 65,14619748 52,75999677
Total Cp BTU/lb-F 0 0,502177964 0,504457945 0 0,582567483 0,545620848 0,659005162 0
Total Molar Component Rates lb-mol / day Mezcla Liquid Liquid Mezcla Liquid Vapor Liquid Mezcla
N2 94,86580594 1,582883079 1,58299017 1063,28748 0,30851786 1062,97896 0 30,91493636
CO2 600,8167395 295,2851298 295,3007323 12221,8771 30,27608125 12191,601 0 4418,460359
METHANE 19887,56168 2839,139667 2839,312914 376451,208 391,6438446 376059,5643 0 41440,63042
ETHANE 2864,420163 2599,447977 2599,584069 52622,8494 257,1976822 52365,65169 0 36350,83278
PROPANE 1504,677039 2864,153489 2864,250133 26038,0276 357,5052902 25680,52233 0 37434,67567
IBUTANE 303,0435285 542,8951907 542,8708657 4499,53769 131,6658693 4367,871823 0 8264,102283
BUTANE 479,5993469 696,9024482 696,8828909 7166,32085 263,4798111 6902,841035 0 13300,89235
IPENTANE 166,0151525 220,4461837 220,503651 1872,28198 148,588392 1723,693592 0 3896,463003
PENTANE 181,8261202 220,7243831 220,7725263 1934,20823 181,361468 1752,846759 0 3910,75355
HEXANE 144,9338676 601,9678476 602,0023566 1805,08542 416,6877261 1388,397699 0 3936,184991
HEPTANE 84,3251556 676,6020639 676,6109739 1191,09279 505,95305 685,1397423 0 2693,83827
OCTANE 34,25709397 261,4995004 261,5002434 541,525602 360,7329218 180,7926813 0 877,0637283
NONANE 5,270322225 66,46192619 66,46196697 97,5009585 81,54680919 15,95414955 0 156,0817314
DECANE 0 205,5502551 205,5502839 0 0 0 0 411,0989885
H2O 0 1,075895693 1,075800169 0 0 0 7193,808204 2,337680515
EG 0 0,001799767 0,001799767 0 0 0 10190,93854 1,498544253
Total Molar Component Fractions fraction Mezcla Liquid Liquid Mezcla Liquid Vapor Liquid Mezcla
N2 0,0036 0,000130885 0,000130888 0,00218108 9,86642E-05 0,002194524 0 0,000196753
CO2 0,022799999 0,024416368 0,024416593 0,02507027 0,009682312 0,025169609 0 0,028120522
METHANE 0,754700004 0,234761162 0,234765246 0,7722 0,125247977 0,776376459 0 0,263741681
ETHANE 0,108699998 0,214941672 0,214943549 0,10794324 0,082252 0,108109095 0 0,23134855
PROPANE 0,0571 0,236829491 0,236827151 0,05341081 0,114330444 0,05301754 0 0,23824648
IBUTANE 0,0115 0,044890608 0,044886639 0,00922973 0,042106838 0,009017489 0 0,052595441
BUTANE 0,0182 0,057625072 0,057620942 0,0147 0,084261029 0,014250943 0 0,084651215
IPENTANE 0,0063 0,018228128 0,018232085 0,00384054 0,047518672 0,003558572 0 0,024798361
PENTANE 0,0069 0,018251132 0,018254316 0,00396757 0,057999525 0,003618759 0 0,02488931
HEXANE 0,0055 0,049775174 0,049775856 0,0037027 0,133257028 0,002866353 0 0,025051164
HEPTANE 0,0032 0,055946486 0,055944782 0,00244324 0,161804142 0,001414474 0 0,017144465
OCTANE 0,0013 0,021622722 0,02162184 0,00111081 0,115362642 0,000373247 0 0,005581919
NONANE 0,0002 0,005495566 0,00549533 0,0002 0,026078727 3,29374E-05 0 0,000993355
DECANE 0 0,016996422 0,016995683 0 0 0 0 0,002616368
H2O 0 8,8963E-05 8,89513E-05 0 0 0 0,4138 1,48778E-05
EG 0 1,48818E-07 1,48812E-07 0 0 0 0,5862 9,53722E-06
Vapor Molar Rate lb-mol / day 24550,76294 N/A N/A 484377,856 N/A 484377,8556 N/A 61328,54817
Vapor Mass Rate lb / day 504222,8673 N/A N/A 10423460 N/A 10423460,02 N/A 1625713,264
Vapor Molecular Weight 20,5379714 N/A N/A 21,5192745 N/A 21,51927446 N/A 26,50826266
Vapor Mole Fraction fraction 0,931660763 N/A N/A 0,99358581 N/A 1 N/A 0,390314874
Vapor Specific Enthalpy BTU / lb 89,90593571 N/A N/A 124,855707 N/A 124,8557073 N/A 131,9524047
Vapor CP BTU/lb-F 0,549512545 N/A N/A 0,54562085 N/A 0,545620848 N/A 0,528309845
Vapor Composition fraction Mezcla Liquid Liquid Mezcla Liquid Vapor Liquid Mezcla
N2 0,003848688 N/A N/A 0,00219452 N/A 0,002194524 N/A 0,000462249
CO2 0,023514527 N/A N/A 0,02516961 N/A 0,025169609 N/A 0,04456511
METHANE 0,797539024 N/A N/A 0,77637646 N/A 0,776376459 N/A 0,522099939
ETHANE 0,106564223 N/A N/A 0,1081091 N/A 0,108109095 N/A 0,258391815
PROPANE 0,047063113 N/A N/A 0,05301754 N/A 0,05301754 N/A 0,132752658
IBUTANE 0,007005285 N/A N/A 0,00901749 N/A 0,009017489 N/A 0,01511299
BUTANE 0,010064933 N/A N/A 0,01425094 N/A 0,014250943 N/A 0,020291672
IPENTANE 0,001933433 N/A N/A 0,00355857 N/A 0,003558572 N/A 0,002841876
PENTANE 0,001818832 N/A N/A 0,00361876 N/A 0,003618759 N/A 0,002312046
SIMULACION CADENA A
106
(Cont.) tabla 14.
DescripciónGAS RICO
EXPANSIÓN
ENTRADA
SHELL
D2-272A
GASOLINA
RICAMEZCLA
CONDENSADO
D8-201A
GAS
EXPANSIÓNEG POBRE SEPARADOR 10
Total Liquid Composition fraction Mezcla Liquid Liquid Mezcla Liquid Vapor Liquid Mezcla
N2 0,000209666 0,000130885 0,000130888 9,8664E-05 9,86642E-05 N/A 0 2,67847E-05
CO2 0,013058924 0,024416368 0,024416593 0,00968231 0,009682312 N/A 0 0,017592847
METHANE 0,170680687 0,234761162 0,234765246 0,12524798 0,125247977 N/A 0 0,098343071
ETHANE 0,137816768 0,214941672 0,214943549 0,082252 0,082252 N/A 0 0,214035697
PROPANE 0,193931694 0,236829491 0,236827151 0,11433044 0,114330444 N/A 0 0,305782666
IBUTANE 0,072775918 0,044890608 0,044886639 0,04210684 0,042106838 N/A 0 0,076591366
BUTANE 0,129104408 0,057625072 0,057620942 0,08426103 0,084261029 N/A 0 0,12585361
IPENTANE 0,065828896 0,018228128 0,018232085 0,04751867 0,047518672 N/A 0 0,038854703
PENTANE 0,076170963 0,018251132 0,018254316 0,05799953 0,057999525 N/A 0 0,03934307
HEXANE 0,073274026 0,049775174 0,049775856 0,13325703 0,133257028 N/A 0 0,040519485
HEPTANE 0,045390465 0,055946486 0,055944782 0,16180414 0,161804142 N/A 0 0,027968734
OCTANE 0,018840034 0,021622722 0,02162184 0,11536264 0,115362642 N/A 0 0,009136745
NONANE 0,002917552 0,005495566 0,00549533 0,02607873 0,026078727 N/A 0 0,001628038
DECANE 0 0,016996422 0,016995683 0 0 N/A 0 0,004290042
H2O 0 8,8963E-05 8,89513E-05 0 0 N/A 0,4138 1,75154E-05
EG 0 1,48818E-07 1,48812E-07 0 0 N/A 0,5862 1,56263E-05
Total Liquid Component Rate lb-mol / day Mezcla Liquid Liquid Mezcla Liquid Vapor Liquid Mezcla
N2 0,377576473 1,582883079 1,58299017 0,30851787 0,30851786 N/A 0 2,565900303
CO2 23,51715036 295,2851298 295,3007323 30,2760817 30,27608125 N/A 0 1685,346866
METHANE 307,3701566 2839,139667 2839,312914 391,643851 391,6438446 N/A 0 9420,998854
ETHANE 248,1871985 2599,447977 2599,584069 257,197685 257,1976822 N/A 0 20504,03785
PROPANE 349,2417101 2864,153489 2864,250133 357,505296 357,5052902 N/A 0 29293,14806
IBUTANE 131,0584436 542,8951907 542,8708657 131,665871 131,6658693 N/A 0 7337,244597
BUTANE 232,4975534 696,9024482 696,8828909 263,479816 263,4798111 N/A 0 12056,43364
IPENTANE 118,547907 220,4461837 220,503651 148,588394 148,588392 N/A 0 3722,174917
PENTANE 137,1724072 220,7243831 220,7725263 181,361471 181,361468 N/A 0 3768,959156
HEXANE 131,9554607 601,9678476 602,0023566 416,687731 416,6877261 N/A 0 3881,656482
HEPTANE 81,74137753 676,6020639 676,6109739 505,953056 505,95305 N/A 0 2679,32866
OCTANE 33,9280576 261,4995004 261,5002434 360,732924 360,7329218 N/A 0 875,2753373
NONANE 5,254070202 66,46192619 66,46196697 81,5468096 81,54680919 N/A 0 155,9615707
DECANE 0 205,5502551 205,5502839 0 0 N/A 0 410,9743296
H2O 0 1,075895693 1,075800169 0 0 N/A 7193,808204 1,677926344
EG 0 0,001799767 0,001799767 0 0 N/A 10190,93854 1,496961597
Liquid Component Rate lb-mol / day Mezcla Liquid Liquid Mezcla Liquid Vapor Liquid Mezcla
Liquid1 Mole Rate lb-mol / day N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Mole Frac fraction N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Molecular Weight N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Molar Enthalpy BTU / lb-mol N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Cp BTU/lb-F N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Composition fraction Mezcla Liquid Liquid Mezcla Liquid Vapor Liquid Mezcla
N2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
CO2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
METHANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
ETHANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
PROPANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
IBUTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
BUTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
IPENTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
PENTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
HEXANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
HEPTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
OCTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
NONANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
DECANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
H2O N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
EG N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Component Rate lb-mol / day Mezcla Liquid Liquid Mezcla Liquid Vapor Liquid Mezcla
N2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
CO2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
SIMULACION CADENA A
107
Tabla 15 Resumen de simulación fase vapor - líquido PCTJ-2 (Cadena A)
Descripción SEPARADOR 4
ENTRADA
SHELLER D2-
202A
GAS COMPRESION SEPARADOR 7SALIDA SHELLER
D2-202ASEPARADOR 9
Phase Liquid Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla
Thermodynamic System SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01
Total Molar Rate lb-mol / day 2510,34756 77761,74258 461153,1911 79364,08671 77761,74258 79364,08671
Total Mass Rate lb / day 237046,514 3094966,063 10042875,3 3113746,221 3094966,063 3113746,221
Temperature F -25,8560095 -11,93218348 97,00005002 -11,89340788 74,99998292 74,99998292
Pressure psig 453,9902395 429,9999878 471,9999842 440,0000013 419,9999877 430,0000012
Total Molecular Weight 94,42776681 39,80062638 21,77774217 39,23369311 39,80062638 39,23369311
Total Specific Enthalpy BTU / lb -34,35553774 -22,24064619 125,7569633 -22,21237257 52,08746548 53,42846896
Total Cp BTU/lb-F 0,543776661 0 0 0 0 0
Total Molar Component Rates lb-mol / day Liquid Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla
N2 0 11,5666703 968,4216721 19,34826608 11,5666703 19,34826608
CO2 0 2216,827846 11621,06034 2201,632511 2216,827846 2201,632511
METHANE 0 20294,81443 356563,6463 21145,81599 20294,81443 21145,81599
ETHANE 0 17414,69876 49758,42919 18936,13403 17414,69876 18936,13403
PROPANE 0 18871,96613 24533,35059 18562,70955 18871,96613 18562,70955
IBUTANE 0 4225,84864 4196,494165 4038,253642 4225,84864 4038,253642
BUTANE 115,7270259 6846,062319 6686,721499 6454,830027 6846,062319 6454,830027
IPENTANE 272,1216793 1876,767813 1706,266831 2019,69519 1876,767813 2019,69519
PENTANE 255,5533892 1929,349778 1752,382106 1981,403772 1929,349778 1981,403772
HEXANE 643,9041396 1980,965006 1660,151556 1955,219985 1980,965006 1955,219985
HEPTANE 688,3373028 1360,748724 1106,767635 1333,089545 1360,748724 1333,089545
OCTANE 262,5823557 442,2301019 507,2685081 434,8336264 442,2301019 434,8336264
NONANE 66,52421273 82,41489225 92,23063626 73,66683911 82,41489225 73,66683911
DECANE 205,5974546 205,5502839 0 205,5487046 205,5502839 205,5487046
H2O 0 1,177385583 0 1,160294932 1,177385583 1,160294932
EG 0 0,753802768 0 0,744741485 0,753802768 0,744741485
Total Molar Component Fractions fraction Liquid Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla
N2 0 0,000148745 0,0021 0,000243791 0,000148745 0,000243791
CO2 0 0,02850795 0,0252 0,027740917 0,02850795 0,027740917
METHANE 0 0,260987135 0,773199998 0,266440614 0,260987135 0,266440614
ETHANE 0 0,223949441 0,1079 0,238598273 0,223949441 0,238598273
PROPANE 0 0,242689599 0,053200002 0,233893066 0,242689599 0,233893066
IBUTANE 0 0,054343544 0,0091 0,050882632 0,054343544 0,050882632
BUTANE 0,046100001 0,088038952 0,0145 0,081331876 0,088038952 0,081331876
IPENTANE 0,108400002 0,024134848 0,0037 0,025448478 0,024134848 0,025448478
PENTANE 0,101800003 0,024811041 0,0038 0,024966 0,024811041 0,024966
HEXANE 0,256499996 0,025474802 0,0036 0,02463608 0,025474802 0,02463608
HEPTANE 0,274200001 0,017498948 0,0024 0,016797138 0,017498948 0,016797138
OCTANE 0,1046 0,005686988 0,0011 0,005478972 0,005686988 0,005478972
NONANE 0,026500001 0,001059839 0,0002 0,000928214 0,001059839 0,000928214
DECANE 0,081899996 0,002643334 0 0,002589946 0,002643334 0,002589946
H2O 0 1,51409E-05 0 1,46199E-05 1,51409E-05 1,46199E-05
EG 0 9,69375E-06 0 9,38386E-06 9,69375E-06 9,38386E-06
Vapor Molar Rate lb-mol / day N/A 7289,407736 458922,999 7696,080488 29550,32212 31373,19229
Vapor Mass Rate lb / day N/A 146535,2906 9885114,927 154836,2096 783798,8314 830118,5186
Vapor Molecular Weight N/A 20,1024961 21,53981158 20,11883969 26,524206 26,45948524
Vapor Mole Fraction fraction N/A 0,093740283 0,99516388 0,096971827 0,380011059 0,395307167
Vapor Specific Enthalpy BTU / lb N/A 66,13059594 127,2228507 65,72915576 132,0412634 131,6813897
Vapor CP BTU/lb-F N/A 0,559989532 0,545636111 0,564846817 0,527412436 0,531817548
Vapor Composition fraction Liquid Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla
N2 N/A 0,001000035 0,002109749 0,001584784 0,000357666 0,000565034
CO2 N/A 0,035801209 0,025276357 0,034346464 0,045680957 0,043464194
METHANE N/A 0,796111689 0,776359951 0,791683958 0,525611245 0,520473835
ETHANE N/A 0,124394314 0,108038782 0,131120886 0,251133083 0,264325763
PROPANE N/A 0,036028092 0,052925894 0,034925204 0,134606439 0,130297599
IBUTANE N/A 0,002681905 0,008950955 0,002538265 0,015492583 0,01471621
BUTANE N/A 0,003346281 0,014181441 0,003140354 0,020901413 0,019679492
IPENTANE N/A 0,000316622 0,003503636 0,000340364 0,002739434 0,002959565
PENTANE N/A 0,000236957 0,003557442 0,000236896 0,002297993 0,00233855
SIMULACION CADENA A
108
(Cont.) tabla 15.
Descripción SEPARADOR 4
ENTRADA
SHELLER D2-
202A
GAS COMPRESION SEPARADOR 7SALIDA SHELLER
D2-202ASEPARADOR 9
Total Liquid Composition fraction Liquid Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla
N2 0 6,06906E-05 9,38185E-05 9,97884E-05 2,06908E-05 3,37845E-05
CO2 0 0,027753561 0,009487358 0,027031579 0,017982064 0,017462104
METHANE 0 0,205635755 0,122953186 0,210037273 0,098790552 0,100370921
ETHANE 0 0,234247069 0,07934172 0,25013975 0,207287717 0,221779385
PROPANE 0 0,26406593 0,109605255 0,255259262 0,308937226 0,301616757
IBUTANE 0 0,05968724 0,039770078 0,0560741 0,07815654 0,074525786
BUTANE 0,046100001 0,096799261 0,080052355 0,089728485 0,129189698 0,121636023
IPENTANE 0,108400002 0,02659852 0,044107177 0,028144716 0,037248781 0,040150204
PENTANE 0,101800003 0,027352897 0,05371296 0,027621539 0,038610008 0,039758292
HEXANE 0,256499996 0,028102677 0,12970329 0,02727422 0,040540204 0,040155774
HEPTANE 0,274200001 0,019307781 0,16782812 0,018599657 0,028078045 0,027621451
OCTANE 0,1046 0,006275125 0,131263299 0,006067222 0,009154692 0,009041261
NONANE 0,026500001 0,00116946 0,032081383 0,001027886 0,001708176 0,001533763
DECANE 0,081899996 0,002916748 0 0,002868064 0,004262271 0,004281686
H2O 0 1,65893E-05 0 1,60696E-05 1,77159E-05 1,73078E-05
EG 0 1,06964E-05 0 1,03915E-05 1,56194E-05 1,55011E-05
Total Liquid Component Rate lb-mol / day Liquid Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla
N2 0 4,277009053 0,20923329 7,1516388 0,997532884 1,621347053
CO2 0 1955,858236 21,15863056 1937,29936 866,940838 838,0219877
METHANE 0 14491,63176 274,2092302 15052,95256 4762,832825 4816,890264
ETHANE 0 16507,93787 176,9472813 17927,01713 9993,63526 10643,39104
PROPANE 0 18609,34266 244,4407797 18293,92235 14894,30249 14474,85791
IBUTANE 0 4206,299136 88,6949152 4018,718945 3768,037827 3576,559143
BUTANE 115,7270259 6821,669902 178,5321329 6430,6616 6228,418837 5837,421555
IPENTANE 272,1216793 1874,459827 98,36748 2017,075715 1795,816661 1926,844179
PENTANE 255,5533892 1927,622498 119,7902213 1979,580603 1861,443353 1908,036002
HEXANE 643,9041396 1980,461268 289,2632582 1954,688941 1954,500823 1927,11151
HEPTANE 688,3373028 1360,66443 374,2889536 1333,000307 1353,682448 1325,578159
OCTANE 262,5823557 442,2227329 292,7423786 434,8256893 441,3606923 433,8982093
NONANE 66,52421273 82,41455982 71,54764941 73,66651228 82,35359403 73,60663989
DECANE 205,5974546 205,5500593 0 205,5484534 205,4901185 205,4819252
H2O 0 1,169086172 0 1,151673688 0,854109776 0,830619158
EG 0 0,753798507 0 0,744736838 0,753033575 0,743909266
Liquid Component Rate lb-mol / day Liquid Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla
Liquid1 Mole Rate lb-mol / day N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Mole Frac fraction N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Molecular Weight N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Molar Enthalpy BTU / lb-mol N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Cp BTU/lb-F N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Composition fraction Liquid Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla
N2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
CO2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
METHANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
ETHANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
PROPANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
IBUTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
BUTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
IPENTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
PENTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
HEXANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
HEPTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
OCTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
NONANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
DECANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A
H2O N/A N/A N/A N/A N/A N/A
EG N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Component Rate lb-mol / day Liquid Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla Mexcla
N2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
CO2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
SIMULACION CADENA A
109
Tabla 16 Resumen de simulación fase vapor - líquido PCTJ-2 (Cadena B)
Descripción
LIQUIDO
GAS
NATURAL
GAS COMPRESION GAS RICO SEPARADOR 15 MEZCLA GAS EXPANSION
CONDENSAD
O
D8-201B
SALIDA
CHILLER
D2-205B
Phase Liquid Mixed Mixed Mixed Mixed Vapor Liquid Mixed
Thermodynamic System SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01
Total Molar Rate lb-mol / day 74744,4005 461153,1911 26351,61201 26351,61201 487504,8031 483881,459 3623,344069 501266,2058
Total Mass Rate lb / day 4234109,58 10063032,67 596757,1048 596757,1048 10659789,78 10413840,24 245949,5393 11175978,06
Temperature F 228,622499 95,00004392 86,00004392 34,43949806 90,94650512 90,94650512 90,94650512 -35,99997538
Pressure psig 405,303986 480,000002 1439,999985 480,000002 480,000002 480,000002 480,000002 440,0000013
Total Molecular Weight 56,6478499 21,82145297 22,64594304 22,64594304 21,86602001 21,52146987 67,87915656 22,29549475
Total Specific Enthalpy BTU / lb 128,619657 124,1282789 75,90912657 75,90912352 121,4288705 123,568853 30,81908034 18,99231942
Total Cp BTU/lb-F 0,88220025 0 0 0 0 0,547015164 0,582640055 0
Total Molar Component Rates lb-mol / day Liquid Mixed Mixed Mixed Mixed Vapor Liquid Mixed
N2 5,9312E-11 1567,920882 94,86580594 94,86580594 1662,786689 1662,212105 0,57458293 1662,212105
CO2 0,138941 11113,79242 600,8167395 600,8167395 11714,60916 11680,09082 34,51833045 11680,09082
METHANE 0,00639841 354073,4182 19887,56168 19887,56168 373960,9798 373497,9254 463,054473 373497,9254
ETHANE 1086,34218 52894,2728 2864,420163 2864,420163 55758,69296 55434,18844 324,5045177 55434,18844
PROPANE 36210,061 23979,96531 1504,677039 1504,677039 25484,64234 25069,68437 414,9579783 25069,68437
IBUTANE 8264,00322 4012,032826 303,0435285 303,0435285 4315,076355 4165,477501 149,5988545 4165,477501
BUTANE 13300,8658 6317,798806 479,5993469 479,5993469 6797,398152 6502,892949 294,5052042 6502,892949
IPENTANE 3896,463 1890,728087 166,0151525 166,0151525 2056,74324 1865,113881 191,6293586 1865,113881
PENTANE 3910,75355 1844,612811 181,8261202 181,8261202 2026,438932 1803,05688 223,3820525 1803,05688
HEXANE 3936,18499 1706,266847 144,9338676 144,9338676 1851,200714 1362,646874 488,553842 1362,646874
HEPTANE 2693,83827 1152,88299 84,3251556 84,3251556 1237,208145 657,548541 579,6596067 657,548541
OCTANE 877,063729 553,3838227 34,25709397 34,25709397 587,6409166 173,4139358 414,2269825 173,4139358
NONANE 156,081731 46,11531856 5,270322225 5,270322225 51,38564079 7,207355222 44,17828575 7,207355222
DECANE 411,098989 0 0 0 0 0 0 0
H2O 0,00010737 0 0 0 0 0 0 7193,808204
EG 1,49854425 0 0 0 0 0 0 10190,93854
Total Molar Component Fractions fraction Liquid Mixed Mixed Mixed Mixed Vapor Liquid Mixed
N2 7,9353E-16 0,0034 0,0036 0,0036 0,003410811 0,003435164 0,000158578 0,003316027
CO2 1,8589E-06 0,024100001 0,022799999 0,022799999 0,024029731 0,024138331 0,00952665 0,023301173
METHANE 8,5604E-08 0,767799996 0,754700004 0,754700004 0,767091888 0,771878977 0,127797544 0,745108928
ETHANE 0,01453409 0,114700004 0,108699998 0,108699998 0,114375679 0,114561506 0,089559399 0,110588322
PROPANE 0,48445182 0,051999999 0,0571 0,0571 0,052275674 0,051809558 0,114523482 0,050012716
IBUTANE 0,11056351 0,0087 0,0115 0,0115 0,008851351 0,008608467 0,04128751 0,008309911
BUTANE 0,17795133 0,0137 0,0182 0,0182 0,013943243 0,013439021 0,081279944 0,012972933
IPENTANE 0,0521305 0,0041 0,0063 0,0063 0,004218919 0,003854485 0,052887431 0,003720805
PENTANE 0,05232169 0,004 0,0069 0,0069 0,004156757 0,003726237 0,061650798 0,003597005
HEXANE 0,05266194 0,0037 0,0055 0,0055 0,003797297 0,002816076 0,134835068 0,00271841
HEPTANE 0,03604067 0,0025 0,0032 0,0032 0,002537838 0,001358904 0,159979178 0,001311775
OCTANE 0,01173417 0,0012 0,0013 0,0013 0,001205405 0,000358381 0,114321736 0,000345952
NONANE 0,00208821 1E-04 0,0002 0,0002 0,000105405 1,48949E-05 0,012192683 1,43783E-05
DECANE 0,00550006 0 0 0 0 0 0 0
H2O 1,4365E-09 0 0 0 0 0 0 0,014351273
EG 2,0049E-05 0 0 0 0 0 0 0,020330392
Vapor Molar Rate lb-mol / day N/A 458491,807 25322,85455 24544,08246 483881,4592 483881,459 N/A 416474,3799
Vapor Mass Rate lb / day N/A 9878547,137 555132,4118 504145,7438 10413840,24 10413840,24 N/A 7845507,439
Vapor Molecular Weight N/A 21,54574408 21,92218932 20,54041926 21,52146987 21,52146987 N/A 18,83791133
Vapor Mole Fraction fraction N/A 0,994228851 0,96096036 0,931407249 0,992567573 1 N/A 0,830844719
Vapor Specific Enthalpy BTU / lb N/A 125,8293011 79,1190855 89,85454997 123,568853 123,568853 N/A 44,87872928
Vapor CP BTU/lb-F N/A 0,546938226 0,809423013 0,552299881 0,547015164 0,547015164 N/A 0,593498221
Vapor Composition fraction Liquid Mixed Mixed Mixed Mixed Vapor Liquid Mixed
N2 N/A 0,003418829 0,003708812 0,003849367 0,003435164 0,003435164 N/A 0,003654039
CO2 N/A 0,024185726 0,022922227 0,023509552 0,024138331 0,024138331 N/A 0,023187334
METHANE N/A 0,771528135 0,768789135 0,797535429 0,771878977 0,771878977 N/A 0,853052615
ETHANE N/A 0,114862003 0,107333722 0,10651589 0,114561506 0,114561506 N/A 0,094177547
PROPANE N/A 0,051664001 0,054141802 0,047051417 0,051809558 0,051809558 N/A 0,022386865
IBUTANE N/A 0,008524154 0,010382435 0,007015462 0,008608467 0,008608467 N/A 0,001546518
BUTANE N/A 0,013331685 0,016179597 0,01008535 0,013439021 0,013439021 N/A 0,001684531
IPENTANE N/A 0,003834999 0,005136747 0,001946435 0,003854485 0,003854485 N/A 0,00017416
PENTANE N/A 0,003688682 0,005463617 0,001831952 0,003726237 0,003726237 N/A 0,000108738
SIMULACION CADENA B
110
(Cont.) tabla 16.
Descripción
LIQUIDO
GAS
NATURAL
GAS COMPRESION GAS RICO SEPARADOR 15 MEZCLA GAS EXPANSION
CONDENSAD
O
D8-201B
SALIDA
CHILLER
D2-205B
Total Liquid Composition fraction Liquid Mixed Mixed Mixed Mixed Vapor Liquid Mixed
N2 7,9353E-16 0,000156165 0,000921588 0,000213897 0,000158578 N/A 0,000158578 0,001655804
CO2 1,8589E-06 0,009331647 0,01979137 0,013165131 0,00952665 N/A 0,00952665 0,023860324
METHANE 8,5604E-08 0,125532149 0,407896175 0,173046323 0,127797542 N/A 0,127797544 0,214918902
ETHANE 0,01453409 0,08679154 0,142330859 0,13835756 0,089559398 N/A 0,089559399 0,191193584
PROPANE 0,48445182 0,109884214 0,129915997 0,193547695 0,114523481 N/A 0,114523482 0,185703383
IBUTANE 0,11056351 0,038994013 0,039008847 0,072394638 0,04128751 N/A 0,04128751 0,041529859
BUTANE 0,17795133 0,077151747 0,067932215 0,128387212 0,081279944 N/A 0,081279944 0,068418493
IPENTANE 0,0521305 0,049753319 0,034933465 0,065416192 0,052887431 N/A 0,052887431 0,021140962
PENTANE 0,05232169 0,057632465 0,042256546 0,075718005 0,061650799 N/A 0,061650798 0,02073042
HEXANE 0,05266194 0,13255025 0,049939395 0,07289147 0,134835068 N/A 0,134835068 0,01596076
HEPTANE 0,03604067 0,167532565 0,040242874 0,045190477 0,159979179 N/A 0,159979178 0,007743336
OCTANE 0,01173417 0,13063543 0,021001547 0,018764961 0,114321737 N/A 0,114321736 0,002044443
NONANE 0,00208821 0,014054496 0,00382912 0,002906439 0,012192683 N/A 0,012192683 8,49938E-05
DECANE 0,00550006 0 0 0 0 N/A 0 0
H2O 1,4365E-09 0 0 0 0 N/A 0 0,084827007
EG 2,0049E-05 0 0 0 0 N/A 0 0,120187727
Total Liquid Component Rate lb-mol / day Liquid Mixed Mixed Mixed Mixed Vapor Liquid Mixed
N2 5,9312E-11 0,415615415 0,948090932 0,386625609 0,574582907 N/A 0,57458293 140,3986778
CO2 0,138941 24,83509629 20,36051923 23,79636434 34,51832951 N/A 34,51833045 2023,160478
METHANE 0,00639841 334,089257 419,6262328 312,7863443 463,0544557 N/A 463,054473 18223,3661
ETHANE 1086,34218 230,9856176 146,4239329 250,0853792 324,5045057 N/A 324,5045177 16211,65309
PROPANE 36210,061 292,4440915 133,6520511 349,8431796 414,957965 N/A 414,9579783 15746,1289
IBUTANE 8264,00322 103,778042 40,13064213 130,855449 149,5988496 N/A 149,5988545 3521,392576
BUTANE 13300,8658 205,3304284 69,88577301 232,0636808 294,5051956 N/A 294,5052042 5801,328916
IPENTANE 3896,463 132,4126883 35,93806251 118,2417004 191,6293527 N/A 191,6293586 1792,580758
PENTANE 3910,75355 153,382121 43,47173736 136,8625323 223,3820506 N/A 223,3820525 1757,770195
HEXANE 3936,18499 352,7671194 51,37552533 131,7534861 488,5538329 N/A 488,553842 1353,342019
HEPTANE 2693,83827 445,8684916 41,40015711 81,68312334 579,6595947 N/A 579,6596067 656,5716257
OCTANE 877,063729 347,671047 21,60549806 33,9182211 414,2269766 N/A 414,2269825 173,3520785
NONANE 156,081731 37,40441156 3,939236092 5,253474237 44,17828533 N/A 44,17828575 7,206780694
DECANE 411,098989 0 0 0 0 N/A 0 0
H2O 0,00010737 0 0 0 0 N/A 0 7192,636831
EG 1,49854425 0 0 0 0 N/A 0 10190,93681
Liquid Component Rate lb-mol / day Liquid Mixed Mixed Mixed Mixed Vapor Liquid Mixed
Liquid1 Mole Rate lb-mol / day N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 67019,79984
Liquid1 Mole Frac fraction N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,133701014
Liquid1 Molecular Weight N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 38,14421371
Liquid1 Molar Enthalpy BTU / lb-mol N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A -1634,149
Liquid1 Cp BTU/lb-F N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,588130671
Liquid1 Composition fraction Liquid Mixed Mixed Mixed Mixed Vapor Liquid Mixed
N2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,000249172
CO2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,028500475
METHANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,271065856
ETHANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,240363535
PROPANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,234918579
IBUTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,052537153
BUTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,086547644
IPENTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,026746255
PENTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,026227328
HEXANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,020193076
HEPTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,009796667
OCTANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,002586578
NONANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,000107532
DECANE N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0
H2O N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 1,54706E-06
EG N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,000158604
Liquid1 Component Rate lb-mol / day Liquid Mixed Mixed Mixed Mixed Vapor Liquid Mixed
N2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 16,69942982
CO2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 1910,096128
SIMULACION CADENA B
111
Tabla 17 Resumen de simulación fase vapor - líquido PCTJ-2 (Cadena B)
Descripción CONDESADOGASOLINA RICA
ABSORBEDOR
GASOLINA
RICA BOMBA
ENTRADA
SHELLER D2-
272B
GASOLINA RICA
BGAS ABSORBEDOR
ETIENGLICOL
POBRE
Phase Liquid Liquid Liquid Liquid Liquid Vapor Liquid
Thermodynamic System SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01 SRKS01
Total Molar Rate lb-mol / day 67027,37982 12336,9526 12336,9526 12336,9526 12336,70688 406633,0964 17384,74675
Total Mass Rate lb / day 2556007,946 557748,7439 557748,7439 557748,7439 557738,2755 7524743,112 762137,8174
Temperature F -35,98571938 -33,8920456 -30,06404752 -29,89840792 21,77486996 -27,01082524 120,0000378
Pressure psig 440,0000013 439,9999836 22720,1004 22700,1004 22697,89967 435,0000078 559,9999682
Total Molecular Weight 38,13378879 45,2096042 45,2096042 45,2096042 45,20965613 18,50499425 43,83945469
Total Specific Enthalpy BTU / lb -42,87141011 -41,34993831 46,36769143 46,36769139 72,46402998 48,78466624 65,14619748
Total Cp BTU/lb-F 0,588263818 0,567881165 0,502166099 0,502193552 0,503623503 0,579987898 0,659005162
Total Molar Component Rates lb-mol / day Liquid Liquid Liquid Liquid Liquid Vapor Liquid
N2 16,7108915 2,637339773 2,637339773 2,637339773 2,637374572 1519,036536 0
CO2 1909,656179 291,97742 291,97742 291,97742 291,9763322 9365,469886 0
METHANE 18186,92218 2958,912545 2958,912545 2958,912545 2958,893806 352295,507 0
ETHANE 16109,42802 2826,806932 2826,806932 2826,806932 2826,706004 36395,54291 0
PROPANE 15741,33663 2821,4064 2821,4064 2821,4064 2821,372912 6506,464265 0
IBUTANE 3521,024861 517,2533855 517,2533855 517,2533855 517,2287809 127,1697423 0
BUTANE 5800,760605 654,0873053 654,0873053 654,0873053 654,0694213 163,6897668 0
IPENTANE 1792,513137 227,2180058 227,2180058 227,2180058 227,1820525 117,5039238 0
PENTANE 1757,721971 223,7173607 223,7173607 223,7173607 223,681801 77,17099584 0
HEXANE 1353,329953 601,8722425 601,8722425 601,8722425 601,8900312 51,34884221 0
HEPTANE 656,5701468 676,5155345 676,5155345 676,5155345 676,5193982 12,80028097 0
OCTANE 173,3519956 261,4808454 261,4808454 261,4808454 261,4816307 1,163482064 0
NONANE 7,206780633 66,46001924 66,46001924 66,46001924 66,46005848 0,064769269 0
DECANE 0 205,5486641 205,5486641 205,5486641 205,5487046 0,048790534 0
H2O 0,103512054 1,056809727 1,056809727 1,056809727 1,056782878 0,115089953 7193,808204
EG 0,742957084 0,001784401 0,001784401 0,001784401 0,001784401 1,30996E-28 10190,93854
Total Molar Component Fractions fraction Liquid Liquid Liquid Liquid Liquid Vapor Liquid
N2 0,000249314 0,000213776 0,000213776 0,000213776 0,000213783 0,003735644 0
CO2 0,028490688 0,0236669 0,0236669 0,0236669 0,023667283 0,023031745 0
METHANE 0,271335717 0,239841446 0,239841446 0,239841446 0,239844704 0,866371946 0
ETHANE 0,240341008 0,229133322 0,229133322 0,229133322 0,229129705 0,089504625 0
PROPANE 0,234849351 0,22869557 0,22869557 0,22869557 0,22869741 0,016000823 0
IBUTANE 0,052531143 0,04192716 0,04192716 0,04192716 0,041926001 0,000312738 0
BUTANE 0,08654315 0,053018547 0,053018547 0,053018547 0,053018154 0,000402549 0
IPENTANE 0,026742999 0,018417677 0,018417677 0,018417677 0,018415129 0,000288968 0
PENTANE 0,02622394 0,018133924 0,018133924 0,018133924 0,018131403 0,00018978 0
HEXANE 0,020190704 0,048786136 0,048786136 0,048786136 0,048788549 0,000126278 0
HEPTANE 0,009795551 0,054836519 0,054836519 0,054836519 0,054837924 3,14787E-05 0
OCTANE 0,002586286 0,02119493 0,02119493 0,02119493 0,021195416 2,86126E-06 0
NONANE 0,00010752 0,005387069 0,005387069 0,005387069 0,00538718 1,59282E-07 0
DECANE 0 0,016661219 0,016661219 0,016661219 0,016661554 1,19987E-07 0
H2O 1,54432E-06 8,56621E-05 8,56621E-05 8,56621E-05 8,56617E-05 2,83031E-07 0,4138
EG 1,10844E-05 1,44639E-07 1,44639E-07 1,44639E-07 1,44642E-07 3,22147E-34 0,5862
Vapor Molar Rate lb-mol / day N/A N/A N/A N/A N/A 406633,0964 N/A
Vapor Mass Rate lb / day N/A N/A N/A N/A N/A 7524743,112 N/A
Vapor Molecular Weight N/A N/A N/A N/A N/A 18,50499425 N/A
Vapor Mole Fraction fraction N/A N/A N/A N/A N/A 1 N/A
Vapor Specific Enthalpy BTU / lb N/A N/A N/A N/A N/A 48,78466624 N/A
Vapor CP BTU/lb-F N/A N/A N/A N/A N/A 0,579987898 N/A
Vapor Composition fraction Liquid Liquid Liquid Liquid Liquid Vapor Liquid
N2 N/A N/A N/A N/A N/A 0,003735644 N/A
CO2 N/A N/A N/A N/A N/A 0,023031745 N/A
METHANE N/A N/A N/A N/A N/A 0,866371946 N/A
ETHANE N/A N/A N/A N/A N/A 0,089504625 N/A
PROPANE N/A N/A N/A N/A N/A 0,016000823 N/A
IBUTANE N/A N/A N/A N/A N/A 0,000312738 N/A
BUTANE N/A N/A N/A N/A N/A 0,000402549 N/A
IPENTANE N/A N/A N/A N/A N/A 0,000288968 N/A
PENTANE N/A N/A N/A N/A N/A 0,00018978 N/A
SIMULACION CADENA B
112
(Cont.) tabla 17.
Descripción CONDESADOGASOLINA RICA
ABSORBEDOR
GASOLINA
RICA BOMBA
ENTRADA
SHELLER D2-
272B
GASOLINA RICA
BGAS ABSORBEDOR
ETIENGLICOL
POBRE
Total Liquid Composition fraction Liquid Liquid Liquid Liquid Liquid Vapor Liquid
N2 0,000249314 0,000213776 0,000213776 0,000213776 0,000213783 N/A 0
CO2 0,028490688 0,0236669 0,0236669 0,0236669 0,023667283 N/A 0
METHANE 0,271335717 0,239841446 0,239841446 0,239841446 0,239844704 N/A 0
ETHANE 0,240341008 0,229133322 0,229133322 0,229133322 0,229129705 N/A 0
PROPANE 0,234849351 0,22869557 0,22869557 0,22869557 0,22869741 N/A 0
IBUTANE 0,052531143 0,04192716 0,04192716 0,04192716 0,041926001 N/A 0
BUTANE 0,08654315 0,053018547 0,053018547 0,053018547 0,053018154 N/A 0
IPENTANE 0,026742999 0,018417677 0,018417677 0,018417677 0,018415129 N/A 0
PENTANE 0,02622394 0,018133924 0,018133924 0,018133924 0,018131403 N/A 0
HEXANE 0,020190704 0,048786136 0,048786136 0,048786136 0,048788549 N/A 0
HEPTANE 0,009795551 0,054836519 0,054836519 0,054836519 0,054837924 N/A 0
OCTANE 0,002586286 0,02119493 0,02119493 0,02119493 0,021195416 N/A 0
NONANE 0,00010752 0,005387069 0,005387069 0,005387069 0,00538718 N/A 0
DECANE 0 0,016661219 0,016661219 0,016661219 0,016661554 N/A 0
H2O 1,54432E-06 8,56621E-05 8,56621E-05 8,56621E-05 8,56617E-05 N/A 0,4138
EG 1,10844E-05 1,44639E-07 1,44639E-07 1,44639E-07 1,44642E-07 N/A 0,5862
Total Liquid Component Rate lb-mol / day Liquid Liquid Liquid Liquid Liquid Vapor Liquid
N2 16,7108915 2,637339773 2,637339773 2,637339773 2,637374572 N/A 0
CO2 1909,656179 291,97742 291,97742 291,97742 291,9763322 N/A 0
METHANE 18186,92218 2958,912545 2958,912545 2958,912545 2958,893806 N/A 0
ETHANE 16109,42802 2826,806932 2826,806932 2826,806932 2826,706004 N/A 0
PROPANE 15741,33663 2821,4064 2821,4064 2821,4064 2821,372912 N/A 0
IBUTANE 3521,024861 517,2533855 517,2533855 517,2533855 517,2287809 N/A 0
BUTANE 5800,760605 654,0873053 654,0873053 654,0873053 654,0694213 N/A 0
IPENTANE 1792,513137 227,2180058 227,2180058 227,2180058 227,1820525 N/A 0
PENTANE 1757,721971 223,7173607 223,7173607 223,7173607 223,681801 N/A 0
HEXANE 1353,329953 601,8722425 601,8722425 601,8722425 601,8900312 N/A 0
HEPTANE 656,5701468 676,5155345 676,5155345 676,5155345 676,5193982 N/A 0
OCTANE 173,3519956 261,4808454 261,4808454 261,4808454 261,4816307 N/A 0
NONANE 7,206780633 66,46001924 66,46001924 66,46001924 66,46005848 N/A 0
DECANE 0 205,5486641 205,5486641 205,5486641 205,5487046 N/A 0
H2O 0,103512054 1,056809727 1,056809727 1,056809727 1,056782878 N/A 7193,808204
EG 0,742957084 0,001784401 0,001784401 0,001784401 0,001784401 N/A 10190,93854
Liquid Component Rate lb-mol / day Liquid Liquid Liquid Liquid Liquid Vapor Liquid
Liquid1 Mole Rate lb-mol / day 67027,37982 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Mole Frac fraction N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Molecular Weight 38,13378879 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Molar Enthalpy BTU / lb-mol -1634,849299 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Cp BTU/lb-F 0,588263818 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Composition fraction Liquid Liquid Liquid Liquid Liquid Vapor Liquid
N2 0,000249314 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
CO2 0,028490688 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
METHANE 0,271335717 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
ETHANE 0,240341008 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
PROPANE 0,234849351 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
IBUTANE 0,052531143 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
BUTANE 0,08654315 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
IPENTANE 0,026742999 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
PENTANE 0,02622394 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
HEXANE 0,020190704 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
HEPTANE 0,009795551 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
OCTANE 0,002586286 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
NONANE 0,00010752 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
DECANE 0 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
H2O 1,54432E-06 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
EG 1,10844E-05 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Liquid1 Component Rate lb-mol / day Liquid Liquid Liquid Liquid Liquid Vapor Liquid
N2 16,7108915 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
CO2 1909,656179 N/A N/A N/A N/A N/A N/A
SIMULACION CADENA B