INGENIERÍA DEL GAS NATURAL

“Una Estrategia para la Industrialización del Gas Natural

Boliviano”

MSc. Ing. Jose Ernesto Bautista Rodas

GAS NATURAL

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos parafínicos livianos como el metano, etano, propano, isobutano, n-butano, iso pentano, n-pentano, hexanos, heptanos, octanos, etc. y algunas sustancias contaminantes como el H2S, CO2, N2, H2O y varios otros compuestos químicos presentes en menores cantidades.

COMPONENTES TÍPICOS DE GAS EN LA INDUSTRIA

COMPONENTES

CO2 H2S N2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+

Gas InerteGas ácido

GNL

G.N.

GLP

Gasol.NaturalLGN

Conden.Estabiliz

CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL

REDES CONCEPTUALES DE GAS NATURAL

Se clasifican en tres grupos: Redes de Producción, Redes de Transporte o Transmisión y Redes de Distribución

Redes de ProducciónLas redes de producción comprenden:• El sistema de explotación.• Recolección del Gas Natural: las que

transportan el gas desde los pozos del yacimiento a las instalaciones de separación de hidrocarburos líquidos y agua.

• Las instalaciones de tratamiento comprenden los procesos de endulzamiento y deshidratación.

• El procesamiento de gas, que comprenden los procesos de extracción de líquidos y fraccionamiento

Redes de Transporte o Transmisión

En estas redes, el gas es transportado a regiones lejanas, y es impulsado regularmente por PLANTAS DE COMPRESIÓN DE GAS, ubicadas en tramos adecuados para elevar la presión del gas y conducirlo por los gasoductos que componen la red.

Los GASODUCTOS se extienden por diversos tipos de terrenos, por lo tanto el diseño debe ser el adecuado para cumplir con los requerimientos de consumo, medioambientales y de seguridad adecuadas para este fin.

La llegada a los centros de consumo es precedida por las instalaciones de regulación de presión, medición y tratamiento secundario llamadas “CITY GATE” o puerta de la ciudad, luego se dirige a la red de distribución

Redes de Distribución

la red de distribución que comprende la red primaria o de alta presión de la cual se desprenden varias redes secundarias o de media presión que vertebran las ciudades y pueblos para luego ingresar a las redes de baja presión que abastecen de gas a las redes domiciliarias, industriales y comerciales

RECOLECCIÓN DEL GAS NATURAL

TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

El tratamiento del gas es muy importante para preservar las instalaciones de la cadena del gas natural por que la seguridad es el factor más importante en la operación de los ductos.

PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

Normalmente, de inicio se realiza la extracción de líquidos, donde se separan los líquidos del gas natural que se condensan por medio de enfriamiento. El gas separado es transportado para uso como gas de venta o en su caso como materia prima, en la petroquímica del metano. Los líquidos recuperados pasan al proceso de fraccionamiento de gas, donde se realizan “cortes” en los componentes del gas, es decir se realiza una separación por medio de la destilación que aprovecha la diferencia en la temperatura de ebullición de los componentes para separarlos. Estos productos pueden ser etenos, GLP y gasolinas naturales

TREN DE FRACCIONAMIENTO

Proceso de Producción GLP por Fraccionamiento

PETROQUÍMICA DEL GAS

TRATAMIENTOS DEL GAS NATURAL

CONTAMINANTES DE GAS NATURAL

Sulfuro de Hidrogeno H2SMonóxido de Carbono CODióxido de carbono CO2

Sulfuro de Carbonilo COSDisulfuro de Carbono CS2

Mercaptanos RSHNitrógeno N2

Agua H2OOxigeno O2

Composición del GN Producido en Algunos Campo Bolivianos

Variaciones estimadas de la composición del gas

Componentes % molar

C1 C2 C3 – C6 C7+

Gas seco 90-98 2-3 0.9-1.2 0.4-1.0

Gas natural 70-89 2-20 3-15 0-6

Gas condensado

80-89 3-5 3-5 1-6

Petróleo <80 >5 >5 >6

Ref. Ingeniería de Gas, principios y aplicaciones M. Martínez

CONCENTRACIÓN DE GASES ÁCIDOS

Nombre del CampoCO2%

molar

H2S%

molarCarrasco. 5.79 0.0002Bulo Bulo 3.14 0.0000San Alberto. 2.23 0.0001San Alberto (2). 0.020 0.0002San Alberto (3). 1.93 0.0004Tacobo. 4.53 0.0000Río Grande. 1.56 0.0010Río Grande 1.56 0.0000Vuelta Grande 0.06 0.0000Sábalo. 2.23 0.0001Sábalo (2). 1.94 0.0001Percheles. 0.07 0.0000Sirari 0.08 0.0000Sirari (2) 0.08 0.0000Víbora 0.62 0.0000Margarita 1.66 0.0000

EFECTOS DE LOS CONTAMINANTESEfectos Del Sulfuro De Hidrógeno (H2S), Mercaptanos, Disulfuros de

Carbono, Sulfuro de Carbonilo y compuestos sulfurados similares.

CANTIDAD EFECTO

10 ppm, v Cantidad de H2S a la cual se puede exponer una persona durante ocho horas sin que sea afectada.

70 – 150 ppm, v

Ligeros síntomas, después de varias horas de exposición.

170 – 300 ppm, v

Máxima concentración que se puede inhalar sin que afecte el sistema respiratorio.

400 – 500 ppm, v

Peligroso: durante 30 minutos a una hora.

600 – 800 ppm, v

Fatal: en menos de 30 minutos.

Las normas internacionales prescriben por lo general un contenido máximo de 4 ppm,v para estos compuestos sulfurados.Si se exceden las concentraciones recomendadas esto puede dar lugar a la corrosión de las instalaciones

EFECTOS DE LOS CONTAMINANTESEfectos Del Dióxido de Carbono (CO2)

El dióxido de carbono es un gas relativamente inerte, pero en medio acuoso, tiene gran potencial corrosivo que se acentúa con la presencia de agua y presión elevada.

Se recomienda una concentración máxima del 2% en CO2 para transporte y transmisión

PCO2= XCO2 * PT

EFECTOS DE LOS CONTAMINANTES

Efectos Del AguaEl agua (H2O) como acompañante del H2S y CO2 es un promotor de la corrosión. Por otra parte, el agua puede formar hidratos de metano.

Para transporte la norma es de 7 lb/MMPCN como máximo y 3-5 ppm,v para las plantas criogénicas.

EFECTOS DE LOS CONTAMINANTES

EFECTOS DEL MERCURIOEl mercurio en el gas natural puede ocasionar la corrosión del material de las “cajas frías” o intercambiadores de calor de placas y alta eficiencia. En las instalaciones criogénicas se usan filtros desmercurizadores para eliminarlo. Las normas exigen 0,01 microgramos / m3 como máximo para plantas criogénicas y 50 microgramos / m3 para condiciones ambientales.

EFECTOS DE NITRÓGENOEl nitrógeno tiene naturaleza inerte y no combustible, en concentraciones elevadas REDUCE EL PODER CALORÍFICO DEL GAS Y AUMENTA LOS COSTOS DE TRANSPORTE por que se transporta un gas que no se utiliza para generar energía. Por lo general, las compañías de transporte de gas penalizan las altas concentraciones de gas nitrógeno, se puede recomendar un 2% molar como máximo en gas de transmisión, cabe destacar que existen normas más exigentes.

· TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL.

· Deshidratación.

· Endulzamiento

· PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL.

· Fraccionamiento.

· Extracción de Líquidos.

DESHIDRATACION DE GAS

PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS

EFECTOS DEL AGUA

CORROSION …….

HIDRATOS ………

CAPACIDAD DE GASODUCTOS

CONGELAMIENTO

SUSTANCIA CRISTALINA, PARECE “HIELO”, CONFORMADA POR MOLECULAS DE HC ATRAPADAS EN ESTRUCTURA DE MOLECULAS H2O.

PARA SU EXISTENCIA, HACE FALTA HIDROCARBUROS LIVIANOS, AGUA, ALTA PRESION Y BAJA TEMPERATURA

A ALTA PRESION, PUEDEN COEXISTIR EN EQUILIBRIO A TEMPERATURAS SUPERIORES AL HIELO (18-20 oC)

EFECTOS DEL AGUA: HIDRATOS

FUENTE: IFP

ELIMINACION / CONTROL DE AGUA

CONTROL DE HIDRATOS

INYECCION DE INHIBIDORES TERMODINAMICOS: METANOL (T > 10 oC), GLICOLES (T < 10 oC)INYECCION DE INHIBIDORES CINETICOS

ELIMINACION DE AGUA

DESHIDRATACION CON GLICOLDESHIDRATACION CON TAMICES MOLECULARES

REMOCION / CONTROL DE AGUA

FUENTE: GPSA Enginnering Data Book

T1THIDRATOS

TMIN QAGUA

XINHIBIDOR

INYECCION DE INHIBIDOR

1

2

CONTROL DE HIDRATOS

Gas Export

Glicol rico

Glicol pobre

Reboiler

Emisiones de hidrocarburo

Surge

Almacenamient de glicol

Paquete de regeneración de glicol

Cortesia Twister

LC

LC

PC

LC

GAS HUMEDO

GAS SECO

GLICOL POBRE

GLICOL RICO

TANQUE FLASH

ACUMULADOR

REBOILER

VAPOR DE AGUA

DESHIDRATACION CON GLICOL

CONDICIONES TIPICAS

Descripción Temperatura oF (oC) Presión psia (bar)

Gas de entrada 60-100 (15,5-37,8) 300+ (21+)Glicol al absorbedor 70-110 (21 – 43,3) 300+ (21+)Succión Bomba TEG 170-200 (76,7 – 93,3) AtmosféricaSeparador trifasico 120-180 (48,9 – 82,2) 35-45 (2,4 – 3,1)

Rehervidor 375-400 (190,5 – 204,5) 17 máx. (1,2 máx.)Tope Regenerador 213 máx. (100 máx.) Atmosférico

DESHIDRATACION CON GLICOL

VENTAJAS: SIMPLEPROBADABAJO CAPEXBAJO OPEXCUMPLE ESPEC. TRANSPORTE

DESVENTAJAS: LIMITADO A Dew Point > -40 oF (-40 oC)CONTAMINACION DE SOLVENTE /

PERDIDASABSORCION DE AROMATICOS Y H2S

VENTEO A INCINERACION

EG DEG TEG Metanol

C2H6O2 C4H10O3 C8H18O5 CH3OHPeso Molecular 62,1 106,1 150,2 32,04T ebullición atm (oF/oC) 387 / 193 476 / 245 545 / 286 148 / 64,5P vapor 77 oF/ 25oC, mmHg 0,12 < 0,01 < 0,01 120SG @ 77 oF (25 oC) 1,110 1,113 1,119 0,790SG @ 140 oF (60 oC) 1,085 1,088 1,092Freezing Point (oF / oC) 8 / -13 17 / -8 19 / -7 -144 / -98Visc @ 77 oF (25 oC), cP 16,5 28,2 37,3 0,52Visc @ 140 oF (60 oC), cP 4,7 7,0 8,8Cp @ 77 oF (25 oC),btu/lboF 0,58 0,55 0,53 0,60T descomposición (oF/oC) 329 / 165 328 / 164 404 / 206

LOS GLICOLES

DESHIDRATACION CON TAMICES

GAS A DESHIDRATAR

GAS HUMEDO CALIENTEGAS DE REGENERACION

600 FABIERTA

CERRADA

Descripción Temperatura oF (oC) Presión psia (bar) Gas de entrada 125 máx. (51,7) Sin limite

Gas de regeneración 450-600 (232-315,5) Igual a gas deshi.

LOS TAMICES MOLECULARES: CONDICIONES TIPICAS

Duración ciclo absorción 8-24 horas

Duración ciclo calentamiento ½ ciclo de absorciónCaída de presión lecho 8 psi máx. (0,55 bar)

DESHIDRATACION CON TAMICES

VENTAJAS: DEW POINT < -148 oF (-100 oC)NO ABSORBEN AROMATICOSREMUEVE H2O / H2S

NO HAY PERDIDAS DE SOLVENTECUMPLE ESPEC. TRANSPORTE

DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEXDESECANTE SENSITIVO A HCREMPLAZO PERIODICO ≈ 5 AÑOSALTA T regeneración

ALTA CARGA regeneración

LOS TAMICES MOLECULARES

Desecante Forma Densidad (lb/pie3)

Tamaño de particula

Contenido agua salida (ppm,p)

Alumina Gel Esférica 52 ¼” 5-10Alumina activada Granular 52 ¼”-8 Mesh 0,1Alumina activada Esférica 47-48 ¼”-8 Mesh 0,1Silica Gel Esférica 50 4-8 Mesh 5-10Silica Gel Granular 45 3-8 Mesh 5-10Tamiz molecular

Esférica 42-45 4-8 Mesh8-12 Mesh 0,1

Tamiz molecular Cilindro 40-44 1/8”-1/16” 0,1

PROPIEDADES DE AGENTES DESECANTES

FUENTE: M. Martinez. Tratamiento del gas natural

ENDULZAMIENTO DE GAS

EFECTO DE LOS GASES ACIDOS

H2S

TOXICIDADCORROSION (CON O SIN AGUA)

CO2

CORROSION (CON AGUA)DISMINUCION DE PODER CALORIFICOCONGELAMIENTO

Perdida de Peso

SSCC

TOXICIDAD DE H2S

CONCENTRACION EN EL AIRE EFECTO

(%) ppm , v0,00002 0,2 Olor perceptible y desagradable

0,001 10 Limite máximo permitido exposición 8 horas

0,01 100 Dolores de cabeza, mareos, nauseas, vómitos, irritación de ojos y garganta, parálisis olfativa en periodo de 3-15 minutos

0,016 150 Parálisis olfativa casi instantánea

0,025 250 Exposición prolongada conduce a edema pulmonar

0,06 600 Perdida de equilibrio y conocimiento. Parálisis respiratoria entre 30-45 minutos de exposición

0,07 700 Parálisis respiratoria en pocos minutos de exposición

0,10 1000 Parálisis respiratoria instantánea y muerte

CORROSIVIDAD DE CO2 (CON AGUA)

PP CO2 < 7 PSI: CORROSION BAJA

7 < PP CO2 < 30 PSI: CORROSION MODERADA

PP CO2 > 30 PSI: CORROSION SEVERA

CO2 + H2O H2CO3 Fe3CO2+2H++2e-+ Fe

ELIMINACION DE H2S / CO2

LA ELIMINACION DE GASES ACIDOS ES IMPERATIVA PARA GARANTIZAR LA INTEGRIDAD DE LOS GASODUCTOS

VARIOS PROCESOS

SOLVENTES QUIMICOSSOLVENTES FISICOSPROCESOS EN LECHO SOLIDOCONVERSION DIRECTASECUESTRANTESMEMBRANAS

ELIMINACION DE H2S / CO2

SOLVENTES QUIMICOSAMINASBENFIELDTM Y CATACARBTM

SOLVENTES FISICOSPROPILENO CARBONATO (FLUOR)SELEXOLTM (UNION CARBIDE)RECTISOLTM (LINDE AG)SULFINOLTM (SHELL)

LECHOS SOLIDOSTAMICES MOLECULARESESPONJA DE HIERROSULFATREATOXIDO DE ZINC

CONVERSION DIRECTALOCATTM

SULFEROXTM

SECUESTRANTESTRIAZINASTM

SULFA CHECKTM

SULFA SCRUBTM

OTROS

OTROSMEMBRANASDESTILACION EXTRACTIVA

HIBRIDO

ELIMINACION DE H2S / CO2

Contaminante Aminas(DEA)

Solv. físicos (Selexol)

Solv. hibridos (Sulfinol)

Carb. Potasio (Benfield)

Tamices moleculares

H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno

CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno

COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado

RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno

CS2 No Bueno Bueno Posible ---

EMS, DMDS No --- --- --- ---

SELECCIÓN DE PROCESOS

COS … Sulfuro de carbonilo(*) … Denota mercaptanosCS2 … Disulfuro de carbono

EMS … Etil metil sulfuroDMDS … Dimetil disulfuro

> 20 Ton/día:TRATAMIENTO CON AMINAS + RECOBRO DE AZUFRE

Entre 150 kg/d - 20 Ton/día:REDUCCIÓN DE AZUFRE EN LECHO FIJO

< 150 kg/día: SECUESTRANTES NO REGENERABLES

ELIMINACION DE H2S: CRITERIOS

ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS (SOLVENTES QUIMICOS)

Gas agrio

Gas Dulce

Amina Rica

Gas combustible

Gas ácido

Contactor

Separador de entrada

Separador de salida

Tanque flash

HX amina rica/pobre

Bomba amina

Filtros

Enfriador de amina

Rehervidor

Reclaimer (opcional)

Bomba reflujo

Tambor reflujo

Condensador reflujo

SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS

AguaSalBaseAcido

aASHOHaAdeSulfuroaASH minminmin 222

aACOOHaAdeCarbamatoaACO minminmin 222

LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS SOLVENTES DE MAYOR ACEPTACION Y AMPLIA UTILIZACION PARA REMOCION DE H2S Y CO2 DEL GAS

CALOR

CALOR

SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS

AMINAS PRIMARIAS: MEA, DGA

TERCIARIAS: MDEA SECUNDARIAS: DEA, DIPA

MAYOR REACTIVIDADMENOR SELECTIVIDADREQUIERE RECLAIMINGMAYOR REQUERIMIENTO

ENERGETICOCORROSIVO

ADECUADO PARA BAJA PRESION

DEA MUY UTILIZADA20-50% SOLUCION

MENOR REQUERIMIENTO ENERGETICO QUE MEA

NO REQUIERE RECLAIMING

INCREMENTO REACTIVIDAD

INCREMENTO SELECTIVIDAD

MENOR REACTIVIDADMAYOR SELECTIVIDAD

UTILIZADA PARA CO2 BULK REMOVAL

MENOR REQUERIMIENTO ENERGETICO

MONOETANOLAMINA (MEA)DIETANOLAMINA (DEA)DIISOPROPANOL AMINA (DIPA)DIGLICOLAMINA (DGA)METILDIETANOLAMINA (MDEA)

SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS

Amina MEA DEA DGA MDEAConcentración (% wt) 15-25 25-35 50-70 30-50Carga gas ácido

Scf gas acido / galón amina 3,1 – 4,3 3,8-5,0 4,7-6,6 ampliomol gas acido / mol amina 0,3-0,4 0,3-0,4 0,3-0,4 amplioCorrosividad (degradación) mayor < MEA < DEA menorPresion parcial gases acidos Baja-Alta Media-Alta Baja-Alta Baja-AltaAbsorción HC media media alta bajaSelectividad H2S no > MEA no alta

VENTAJAS: PROCESO CONOCIDO Y ABIERTOAMPLIO RANGO (P , T) EN GAS DE

ENTRADA Y SALIDAREMUEVE CO2 / H2S A ESPECIFICACION

A BAJA PRESION DE ENTRADA

DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEXINTENSIVO EN ENERGIACORROSIONGAS DE COLA (H2S) A DISPOSICION

ALTA CARGA regeneración

SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS

SOLVENTES FISICOS

Gas agrio

Gas Dulce

CO2

H2S

Contactor

Separador de entrada

Separador de salida

Tanque flash

Enfriador

CO2

Tanque flash Gas

Despojamiento

Despojador H2S

Solvente pobre

Solvente semi pobre

Calentador

VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGIAREGENERACION A BAJA TECONOMICO PARA BULK REMOVALSELECTIVO AL H2S

REMUEVE COS, CS2

DESVENTAJAS: LIMITACION PARA BAJA PP GAS ACIDO (PP gas acido > 50 psi)

LIMITADO A BAJO % HC PESADOSGAS DE COLA (H2S) A DISPOSICION

NO SIEMPRE CUMPLE ESPECIFICACIONPROCESOS BAJO LICENCIAS

SOLVENTES FISICOS

TAMICES MOLECULARES:

SIMILAR A DESHIDRATACION. UN LECHO OPERANDO Y UNO EN REGENERACION. GAS DE REGENER. A INCINERADOR O PLANTA DE AZUFREPUEDE DESHIDRATAR Y REMOVER CO2 SIMULTANEAMENTE

LECHOS SOLIDOS: TAMICES

Gas de regeneración a antorcha

Gas dulce

Gas agrio

Lecho # 1

Lecho # 2

Calentador

LECHOS SOLIDOS: OXIDOS DE FE

Gas agrio

Gas dulce

Lecho base

hierro

H2SLecho Fe o

Tamiz

Sulfuro de hierro

Económico para menos de 500 Kg/d de remoción

ESPONJA DE HIERRO: SELECTIVO A H2S EN LECHO DE Fe O3. AL CONSUMIRSE, DEBE SER CAMBIADO O REGENERADO CON AIRE (LA VIDA SE ACORTA 60% EN REGENERACION). DESECHO CON PELIGRO DE AUTOCOMBUSTIONSULFATREAT: SOLIDO ARENOSO RECUBIERTO CON FeO3 PATENTADO. SELECTIVO A H2S. NO AUTOCOMBUSTIONA. NO SE REGENERA.OXIDO DE ZINC: LECHO SOLIDO DE OXIDO DE ZINC

LECHOS SOLIDOS

VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGIAALTA CAPACIDAD DE REMOCIONSELECTIVO AL H2S

BAJO CAPEXSIN GAS DE COLA

DESVENTAJAS: VIDA UTIL DE LECHOSDISPOSICION DE LECHOSPOCO FACTIBLE A ALTOS CAUDALES

· TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL.

· Deshidratación.

· Endulzamiento

· PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL.

· Fraccionamiento.

· Extracción de Líquidos.

Que es la Extracción de líquidos?Es la recuperación de la mayor parte de los elementos condensables del gas natural o líquidos del gas natural.

Los líquidos del gas natural comprenden los componentes que se pueden extraer del gas natural para mantenerlos en estado líquido; por lo tanto, es la parte más pesada de la mezcla de hidrocarburos y se refiere al propano y los componentes más pesados

EXTRACCION DE LIQUIDOS DEL GNAlgunas tecnologías efectúan este trabajo y combinan también el proceso de fraccionamiento del gas, son: Ciclos cortos de adsorción Refrigeración mecánica Absorción con aceite pobre Turboexpansión

Según el GPSA la selección de uno de estos procesos para una aplicación específica depende de: Composición del gas Caudal de flujo de gas Economía de la extracción de GLP Economía de la recuperación de etano

Proceso de extracción de líquidosC1 79.20

C2 3.06

C3 2.02

iC4 3.20

nC4 5.53

iC5 0.47

nC5 2.56

C6 0.75

C7 0.73

C8 0.53

C9 0.70

C10 0.25

C1 98.8

C2 1.7689

C3 0.681

iC4 0.0243

nC4 0.0068

C1 0.01

C2 0.97

C3 53.58

iC4 13.20

nC4 15.53

iC5 4.47

nC5 2.56

C6 5.75

C7 2.45

C8 0.53

C9 0.70

C10 0.25

Deetanizadora

LGN a

Fraccionamiento

C3Etano para

Compresión

Aceite Caliente

Plantas de Extracción Profunda

C2+

Demetanizadora

Gas

Rico

Facilidades

de entrada

Deshidratación

Tamiz Molecular

Caja Fría

Compresor/

Expansor

Gas Metano para

Compresión

C3

Esquema de fraccionador

Fraccionador

Producto de fondo

Condensador de reflujoProducto de tope

Rehervidor

Intercam.

PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

LGN A

FRACCIONAMIENTO

Que es el Fraccionamiento?

Es la partición de la mezcla de hidrocarburos en sus diferentes componentes aprovechando las diferencias entre las propiedades específicas de los integrantes de la mezcla.

Proceso de fraccionamiento (De propanizador)

C1 0.01

C2 0.97

C3 53.58

iC4 13.20

nC4 15.53

iC5 4.47

nC5 2.56

C6 5.75

C7 2.45

C8 0.53

C9 0.70

C10 0.25

C1 0.0182C2 1.7689C3 98.201iC4 0.0003nC4 0.0001

C3 0.00001

iC4 28.6211

nC4 34.3789

iC5 9.8976

nC5 5.6684

C6 12.7319

C7 5.4249

C8 1.1735

C9 1.5500

C10 0.5536

Tren de fraccionamiento

Composición de los hidrocarburos en una torre depropanizadora

C1 0.01

C2 0.97

C3 53.58

iC4 13.20

nC4 15.53

iC5 4.47

nC5 2.56

C6 5.75

C7 2.45

C8 0.53

C9 0.70

C10 0.25

depropanizador

Producto

de fondo

Condensador de reflujo

Producto de tope

Rehervidor

C1 0.0182

C2 1.7689

C3 97.681

iC4 0.0043

nC4 0.0068

C3 0.03

iC4 28.5913

nC4 34.3789

iC5 9.8976

nC5 5.6684

C6 12.7319

C7 5.4249

C8 1.1735

C9 1.5500

C10 0.5536

Alimentac.

INDUSTRIALIZACIÓN DE GAS:

“PETROQUÍMICA”

PROCESOS PETROQUÍMICOS PARA TRANSFORMAR GAS A

LÍQUIDOS

Preparación del Gas

de Síntesis

Síntesis de Fischer Tropsch

Hidroproceso

Gas Natural

Gas de Venteo

Gas de Síntesis Petróleo Sintético Producto Final

Gas de Salida para Combustible

Esquema GTL

Primera Etapa (Generación del Gas de Síntesis)

Generación de Vapor

Enfriamiento del Gas y

Recuperación del Calor

Reactor Catalítico

Gas Natural

Agua

Gas de Síntesis

Alimentación de Hidrocarburo

Liquido

Enfriamiento del Gas y Separación

de Productos

Reactor de Lodos de Columna

Burbujeante

Gas de Síntesis

Agua

Petróleo Sintético

Segunda Etapa (Generación del Petróleo Sintético)

Gas de Salida

Tercera Etapa

HIDROCRAQUEO

Petróleo Sintético

DIESEL

GASOLINA

PLANTAS SEPARADORAS DE LÍQUIDOS EN

BOLIVIA

PLANTAS SEPARADORAS DE LICUABLES Caranda, Ubicado en el Departamento de

Santa Cruz Rio Grande, Ubicado en la Provincia

Cordillera, Departamento de Santa Cruz Bulo Bulo, Ubicado en el Departamento de

Cochabamba

PLANTA SEPARADORA “GRAN CHACO”Tiene una capacidad de procesar 32 MMmcd de Gas Natural.

Produce: 2037 Toneladas Metricas (TM)

días de GLP. 2087 BPD de gasolina Natural. 2030 Toneladas Metricas (TM)

de Etano. 605 – 1054 de Isopentano

PLANTA SEPARADORA DE “RIO GRANDE”Producirá: 361 Tonelada Métrica

de GLP por Día. 350 Barriles por Día de

Gasolina Natural. 195 Barriles por día de

Iso-pentano.

PLANTA DE GAS ITAU

Tiene una capacidad de procesamiento de 5,7 MMmcd de gas Natural.

Tiene la capacidad de eliminar los contaminantes del Gas Natural producido en el campo Itau.

Separar el gas de los hidrocarburos liquidos y del agua.

Estabilizar y tratar el condensado producido del campo Itau.

PLANTAS DE INDUSTRIALIZACIÓN DE

GAS NATURAL EN BOLIVIA

PLANTA DE PRODUCCIÓN DE UREA Y AMONIACO Tendrá una capacidad

de producción de 1,4 MMmcd de Gas Natural.

Producirá: 420,000 Toneladas Métricas por Año de Amoniaco.

Producirá: 650,000 Toneladas Métricas por Año de Urea

COMPLEJO PETROQUÍMICO DE PRODUCCIÓN DE ETILENO Y POLIETILENO Producirá 600,000

Toneladas Métricas por Año de polietilenos.

Consumirá 756,000 Toneladas Métricas por Año de Etano, lo cual será proveniente de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco.

Esta previsto su funcionamiento para el 2017

PLANTA DE GTL (Gas to Liquid)

Tendrá una capacidad de procesamiento de 4,5 Millones de Metros cúbicos día (MMmcd).

Producirá combustibles ultra limpios como el Diésel y Gasolinas.

Aun esta en diseño conceptual de la planta.

MUCHAS GRACIAS…