UNIVERSIDAD NACIONAL DE SALTA

Curso de Postgrado 2013

Procesamiento de Gas Natural y de Petrleo

Carlos Casares Eduardo Carrone

TRABAJO FINAL

Grupo N: 2Integrantes: Enrique Pantoja, Mauricio Sngari, Graciela del Valle MoralesTema: Anlisis del Caso II (Gas Seco)

Objeto

a) El objetivo del presente trabajo es determinar los procesos que se requieren para transformar la corriente de gas natural, cuya composicin se presenta en la Tabla 1, en gas comercializable para ingresar en un gasoducto a 70 kg/cm2 (m) de presin, cumpliendo con las especificaciones de la Resolucin Enargas N 259/08.Resumen Ejecutivo:Luego de analizar la composicin del gas en estudio, dado el elevado contenido de gas metano, 95% CH4, podemos concluir que se trata de un gas seco. Consideramos necesario someterlo a un proceso de endulzamiento en presencia de H2S (200 ppmv), en valores superiores a las fijadas por ENERGAS (2,15 ppmv) y realizar un tratamiento de deshidratacin, ya que la composicin inicial, suministrada como dato del caso, indica que se trata de un gas saturado.Este primer anlisis nos permiti definir la tecnologa que emplearamos para acondicionar el gas y para poder suministrarlo a planta bajo especificacin. La misma consiste en un separador gas -lquido, un lecho slido no regenerativo y una torre deshidratadora con TEG (trietilenglicol). En base a este esquema se procedi a utilizar el programa HYSYS para simular el proceso de manera de poder evaluar los resultados obtenidos.Teniendo en cuenta las condiciones del gas crudo y en base a los resultados obtenidos, estamos convencidos de que a pesar de existir C3H8 (0,5%) y C4H10 (0,3%), la recuperacin de estos dos compuestos resulta antieconmica, ya que la inversin necesaria es demasiada onerosa para la cantidad que se puede obtener de los mismos y por otra parte provocara una disminucin del poder calorfico del gas.Desarrollo:a) Consideraciones:Nuestro gas de anlisis presenta la siguiente composicin y caractersticas, tal como lo expresa la Tabla 1:

Tabla 1.

Caso II

Caudal: Sm3/d100000

Presin boca pozo/separador G-P75 kg/cm2 (m)

Temperatura: C30

Composicin: H2OSaturado

H2S: ppmv200

N2:2.0

CO2%0.5

CH4%95.0

C2H6%1.5

C3H8%0.5

C4H10%0.3

C5H12%0.1

C6+%0.1

Un anlisis rpido de la Tabla 1 permite observar que se trata de una gas seco que no cumple con las especificaciones de calidad para un gas que ingresa al gasoducto (Resolucin Enargas N 259/08), en cuanto al contenido de H2S. Esto es as debido a que en el Anexo de la Resolucin 259/08 se especifica un contenido mximo de H2S de 2.15 ppmv y la corriente gaseosa posee 200 ppmv. Por otra parte, se observa que el contenido de CO2 se encuentra dentro de las especificaciones que establece la Resolucin.

Por lo tanto se plantea la necesidad de desarrollar un proceso de endulzamiento de la corriente gaseosa tendiente a reducir el contenido de H2S.

Como se trata de un gas saturado en agua, para determinar el contenido de la misma en el gas se utiliz el diagrama de McKetta a las condiciones de presin de 75 kg/cm2 y de Temperatura de 30C obteniendo un valor de 200mgH20/Sm3., ver Grfico N1.

Grfico N 1

Con este valor obtenido se normaliz la composicin del gas, utilizando el simulador HYSYS. La composicin del gas utilizada para trabajar se presenta en la Tabla 2 y est dada en fracciones molares. Tabla 2. Composicin del gas natural para trabajar

Composicin (fracciones molares)

H2O0.0111

H2S0.0194

CO20.0048

N20.0194

CH40.9211

C2H60.0145

C3H80.0048

C4H100.0029

C5H120.0010

C6+0.0010

En la Figura 1 se presenta el diagrama de fases de la corriente de gas natural y la curva de formacin de hidratos. Se observa que la curva de formacin de hidratos se encuentra desplazada hacia la derecha del diagrama de fases, lo cual corresponde por tratarse de un gas seco.

Fig. 1. Diagrama de fases y curva de formacin de hidratos

En la Tabla 3 se presentan los valores de los puntos crticos, cricondentrmico y cricondenbrico.

Tabla 3. Valores termodinmicos

Temperatura crtica (C)-71

Presin crtica (kg/cm2)58

Cricondentrmico (C)-21.51

Cricondenbrico (kg/cm2)73.10

b) Considerando que es necesario realizar el acondicionamiento de la corriente de gas natural y que el mismo consiste, nicamente, en la eliminacin parcial de H2S y la deshidratacin, se procedi a la definicin de la tecnologa que se empleara para el acondicionamiento del gas.Para la determinacin del proceso de endulzamiento ms adecuado, se emple la gua para la seleccin, para ello se emple los valores del caudal de gas, 100.000 Sm3/d y el contenido en este caso de H2S, 200ppmv. La interseccin de dichos valores est dentro del rea de la tecnologa de Lechos no Regenerativos y Secuestrantes (ver Grfico N 2). En nuestro caso hemos optado por emplear un Lecho no Regenerativo.Grafico N 2- Gua de Seleccin de Procesos de Endulzamiento de GasUna vez definido nuestro proceso de endulzamiento analizamos la capacidad de remocin diaria del H2S del mismo mediante el grfico de Rango de Aplicacin de los Reactores SULFATREAT. Para ello volvemos a utilizar el valor del caudal de gas que procesaremos (100.000Sm3/d = 0,1MMSm3/d) y el contenido de H2S presente el mismo (200 ppmv).

La interseccin de los mencionados valores nos indica que la capacidad de extraccin de H2S ronda los 40 Kg/d, tal como se muestra en el Grfico N3.

Grfico N3 - Rango de Aplicacin de los Reactores SULFATREATDe la misma manera, la seleccin del proceso para la deshidratacin del gas nos inclinamos por la utilizacin de una unidad de TEG. Esta decisin se bas principalmente por en aspectos econmicas y en la aplicacin para la cual estaba destinada.En la Figura 2 se presenta el diagrama de flujo correspondiente al proceso planteado para reducir el contenido de H2S del gas (Alternativa 2). Todos los clculos desarrollados, vinculados a dicho proceso, se realizaron con la ayuda del simulador HYSYS.

Fig. 2. Diagrama de Flujo de Acondicionamiento del Gas Natural CrudoLa descripcin del proceso planteado consiste en lo siguiente:1) Se hace pasar la corriente del gas a boca de pozo por un separador trifsico para separar el agua lquida, que pudiera estar presente, de los hidrocarburos lquidos y del gas. En las Tablas 4 y 5 se presentan datos de salida de dicho Separador.

Tabla 4. Datos de corrientes de salida del SeparadorSep-GasSep-LiqSep-Agua

Fraccin de vapor1.00.00.0

Temperatura (C)303030

Presin (kg/cm2)757575

Flujo Molar (lbm/hr)384,990.04.0

Flujo msico (lb/hr)66830.072.22

Flujo volumtrico de lquido (USGPM)41.420.00.1446

Flujo calrico (BTU/hr)-1.257e70.0-4.912e5

Tabla 5. Composicin molar de corrientes de salida del Separador Sep-LiqSep-GasSep-Agua

H2O0.00080.00080.9987

H2S0.01960.01960.0012

CO20.00490.00490.0001

Nitrogen0.01960.01960.0000

Methane0.93070.93070.0000

Ethane0.01470.01470.0000

Propane0.00490.00490.0000

n-Butane0.00290.00290.0000

n-Pentane0.00100.00100.0000

n-Hexane0.00100.00100.0000

2) La corriente de salida del Separador trifsico se hace reaccionar con oxgeno para eliminar el H2S utilizando un reactor tipo Lecho Slido no Regenerativo a las siguientes condiciones de operacin: 24.53C de temperatura y 75 kg/cm2 de presin. La reaccin qumica que se lleva a cabo y que permite reducir el contenido de H2S es la siguiente:

H2O + 0.5 O2 ( S + H2O

En la Tabla 6 se muestran los datos de la corriente de entrada, O2, y de las corrientes de salida del Reactor.

Tabla 6. Propiedades de las corrientes del ReactorEntradaSalida

Reactor-O2Reactor-LOReactor-Gas3

Vapour / Phase Fraction1.00.01.0

Temperatura (C)3024.53424.534

Presin [kg/cm2_g]757575

Flujo Molar [lbmole/hr]3.43813.838378.032

Mass Flow [lb/hr]110345.9166447.580

Std Ideal Liq Vol Flow [USGPM]0.19310.48240.825

Molar Enthalpy [Btu/lbmole]213.749-2714,572-33126.975

Molar Entropy [Btu/lbmole-F]25.82514.88634.823

Heat Flow [Btu/hr]734.771-37564.984-12523185.461

En la Tabla 7 se presenta la composicin de las corrientes de salida del Reactor.Tabla 7. Composicin molar de las corrientes de salida del ReactorReactor-LOReactor-Gas3

H2O

0.50310.0006

H2S5.8911e-50.0018

CO2

6.0928e-50.005

Etano3.0845e-110.0149

Propano4.9314e-140.0050

n-Butano7.7241e-170.0030

n-Pentano3.3002e-200.0001

n-Hexano2,7359e-230.0001

O20.00.0

S0.49670.0

Para saber si se han alcanzado las especificaciones de calidad del gas dadas por la Resolucin, en cuanto al contenido mximo de H2S, se va transformar dicho valor 3 mg/m3 a ppmv:3 mg/m3 (24.43)/(PMH2S)= 2.13 ppmv

El factor 24.43 indica los m3 que ocupa el mol de molcula y PM es el peso molecular de la sustancia, en este caso la del H2S, 34,06 g/mol-g.

Analizando los resultados de la Tabla 7 permite observar que ya se alcanzaron las especificaciones de calidad para el H2S. Esto se debido a que la fraccin molar del gas de salida del reactor es 0.0018, lo cual equivale a 1.8 ppmv, valor que es menor que el valor mximo permitido por la Resolucin de Enargas.

De la misma manera a continuacin se realiza el mismo anlisis para el H2O contenida en la corriente que sale del reactor. La Resolucin de Enargas indica como contenido mximo de H2O en la corriente de gas 65 mg/m3, que transformado a ppmv resulta:

65mg/m3 *(24.43)/(PMH2O)= 88.22 ppmv

Un anlisis de la Tabla 7 permite observar que, tambin, se han alcanzado las especificaciones de calidad del gas en cuanto al contenido de agua, dado que el mismo es de 0.6 ppmv menor que el valor mximo establecido por la Resolucin de Enargas.Una consideracin importante que hemos tomado, es considerar que el gas ingresa a la planta con los 70 Kg/cm2 requeridos con lo cual se considera que la perdida de carga en el sistema es de 5 Kg/cm2. Esta consideracin nos permite subsanar el desconocimiento de las distancias y las trazas de las caeras entre las plantas de tratamiento y el consumidor final.

Al tratarse de un gas seco no se analiza la conveniencia de recuperar propano y butano lquidos, la extraccin de los mismos sera antieconmica por el bajo volumen que se extraera y perjudicial porque disminuira el poder calorfico del gas. Conclusiones:

Como resultado del caso analizado podemos concluir que la tecnologa seleccionada para acondicionar el gas y las consideraciones tomadas, fueron acertadas siendo una alternativa viable de concretar dado que pudo ser verificado mediante los resultados obtenidos de la utilizacin del simulador HYSYS.

Bibliografa:1) Apuntes dados en las Clases. Carlos Cassare y Eduardo Carrone. (2013).

2) Astarita G. et al. Gas Treating with Chemical Solvent. Ed. John Wiley and Sons. Inc., 1983.

3) Borrs Brucart, E. Gas Natural. Caractersticas, Distribucin y Aplicaciones Industriales. Editores Tcnicos Asociados, 1987. 4) Campbell, J.M., Gas Conditioning and Processing. Tomo I y II. Campbell Petroleum Series, 1976.5) Gas Processors Supliers Association, Engineerinig Data Book, 10a Edition, 1987.

6) Katz, D et al., Handbook of Natural Gas Engineering, Mc Graw Hill-New York 1959. 7) Llovera, R.R. Tratado General del Gas. Cesarini Hnos. Editores. 3 Edicin, 19878) Martinez M., Ingeniera de Gas, principios y Aplicaciones. Deshidratacin de Gas Natural. Editorial Ingenieros Consultores S.R.L. Maracaibo-Zula-Venezuela, 1970, 1995

9) Reid R., The Propierties of gases and Liquids, Mc Graw-Hill, 1976. Pgina 11