Ingeniería del gas natural
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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…